Diseño de un Banco de Pruebas Eléctricas para Caracterizar ...

FACULTAD DE INGENIERÍA

ESCUELA ACADÉMICO PROFESIONAL DE INGENIERÍA MECÁNICA

ELÉCTRICA

“Diseño de un Banco de Pruebas Eléctricas para Caracterizar Parámetros de

Trasformadores de Distribución en el Laboratorio de una Universidad de

Trujillo”

TESIS PARA OBTENER EL TÍTULO PROFESIONAL DE:

INGENIERO MECÁNICO ELECTRICISTA

AUTORES:

Tuesta Vela, Brayan (ORCID: 0000-0003-2387-386X)

Sifuentes Arteaga, Segundo (ORCID: 0000-0001-6024-6502)

ASESOR:

Dr. Raúl R. Paredes Rosario (ORCID: 0000-0002-3032-3527)

LÍNEA DE INVESTIGACIÓN:

MODELAMIENTO Y SIMULACIÓN DE SISTEMAS ELECTROMECÁNICOS

Trujillo – Perú

2019

ii

DEDICATORIA

El presente proyecto está dedicado a Dios y a mi Familia. A Dios por darme la salud y la

fuerza para seguir luchando por mis metas. A mis Padres por darme la educación, los valores,

la motivación para ser cada día mejor, y a pesar de los errores que haya cometido siempre

estar ahí para apoyarme. A mis hermanitas por el gran cariño y aliento que siempre me han

demostrado. Finalmente, a mis amigos y profesores que ayudaron a que este trabajo se realice

de la mejor manera.

Brayan Tuesta Vela

Este proyecto lo dedico en especial a mis padres que siempre me han estado apoyando de

manera incondicional, a mi hermana porque siempre ha estado a mi lado brindándome su

apoyo, a mi esposa y a mi hijo que formaron parte de mis metas y planes futuros.

A mis profesores que han sido guía durante los años académicos en la carrera universitaria

y por sus aportes invaluables para la culminación de este proyecto.

Segundo Sifuentes Arteaga

iii

AGRADECIMIENTO

Agradezco de todo corazón a Dios y a mi familia, en especial mis padres y hermanitas, por

estar siempre a mi lado apoyándome para lograr mis objetivos y permitirme de alguna

manera mejorar siempre como persona y como profesional. Si no fuera por mis Padres

sencillamente otro sería el resultado, ya que la educación, valores y enseñanzas de vida

inculcados durante esta etapa fueron factores determinantes. Agradezco a Dios, por poner

pruebas en mi camino, que siempre me llevaron a una reflexión, esto me hizo cada vez más

fuerte, y me sirvió para lograr objetivos aún más altos. También agradezco a los amigos y

profesores que he conocido durante esta etapa, y que fueron de mucha ayuda para lograr este

objetivo.

Brayan Tuesta Vela

Agradezco a Dios por darme salud y permitirme cumplir mi meta de culminar mi carrera de

Ingeniería Mecánica Eléctrica. A mis padres Jessica y Santos por apoyarme constantemente

y brindarme con su esfuerzo poder ingresar a la universidad, buscando darme un mejor

futuro. A mi esposa Mary y a mi hijo Mayron por ser la inspiración suficiente para poder

culminar con éxito este proyecto.

Segundo Sifuentes Arteaga

iv

PÁGINA DE JURADO

v

DECLARATORIA DE AUTENTICIDAD

vi

ÍNDICE

Dedicatoria .........................................................................................................................................ii

Agradecimiento ................................................................................................................................ iii

Página de jurado .............................................................................................................................. iv

Declaratoria de autenticidad ............................................................................................................v

Índice ................................................................................................................................................. vi

Resumen .......................................................................................................................................... xiv

Abstract ........................................................................................................................................... xvi

I. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................... 1

1.1. Realidad Problemática ..................................................................................................... 1

1.2. Trabajos Previos ............................................................................................................... 3

1.3. Teorías Relacionadas al Tema ........................................................................................ 6

1.3.1. Parámetros eléctricos ............................................................................................... 6

1.3.2. Ley de Faraday: voltaje inducido por un campo magnético variable ................. 8

1.3.3. Potencias Activa, Reactiva y Aparente ................................................................... 8

1.3.4. Formas alternativas de las ecuaciones de potencia ............................................... 9

1.3.5. Potencia Compleja .................................................................................................. 10

1.3.6. Relaciones entre ángulos de impedancia, corriente y potencia. ......................... 10

1.3.7. Triángulo de potencia ............................................................................................ 10

1.3.8. Transformador ....................................................................................................... 11

1.3.9. Transformador Ideal .............................................................................................. 11

1.3.10. Circuito equivalente del transformador real ....................................................... 12

1.3.11. Circuitos equivalentes aproximados ..................................................................... 13

1.3.12. Clasificación del transformador............................................................................ 13

1.3.13. Pruebas Eléctricas de Rutina ................................................................................ 14

1.3.14. Eficiencia y regulación de un transformador ...................................................... 21

1.4. Formulación Del Problema ........................................................................................... 22

1.5. Justificación del Estudio ................................................................................................ 23

1.6. Hipótesis .......................................................................................................................... 23

1.7. Objetivos ......................................................................................................................... 23

II. MÉTODO ............................................................................................................................ 24

2.1. Diseño de investigación .................................................................................................. 24

2.2. Variables, Operacionalización ...................................................................................... 24

2.3. Población y Muestra....................................................................................................... 26

vii

2.4. Técnicas e instrumentos de recolección de datos, validez y confiabilidad ................ 26

2.5. Métodos de análisis de datos ......................................................................................... 28

2.6. Aspectos éticos ................................................................................................................ 28

2.7. Procedimiento ................................................................................................................. 29

2.7.1. Flujograma de procedimientos.............................................................................. 30

III. RESULTADOS ................................................................................................................... 31

3.1. Recolectar especificaciones en función de la capacidad del laboratorio. .................. 31

3.1.1. Especificaciones en función de las características del laboratorio ..................... 31

3.2. Diseñar distribución de equipos básicos ....................................................................... 32

3.2.1. Diagrama unifilar del banco de prueba eléctricas para transformadores ........ 32

3.2.2. Equipos básicos considerados para subestación de pruebas eléctricas. ............ 33

3.3. Dimensionar accesorios en media y baja tensión. ....................................................... 34

3.3.1. Dimensionamiento y selección de cable trifásico en MT ..................................... 34

3.3.2. Cálculo de corriente para selección de alimentador principal ........................... 35

3.3.2.1. Cable de potencia en MT (10KV) ..................................................................... 35

3.3.2.2. Cálculo de la Corriente Nominal del Sistema .................................................. 35

3.3.2.3. Factores de corrección del suelo ........................................................................ 35

3.3.2.4. Intensidad de diseño Id: ..................................................................................... 36

3.3.3. Cálculo de la sección del conductor eléctrico ....................................................... 36

3.3.3.1. Cálculo por capacidad de corriente .................................................................. 36

3.3.3.2. Cálculo por caída de tensión ............................................................................. 37

3.3.3.3. Verificación del conductor por temperatura de operación ............................ 39

3.3.3.4. Cálculo por efecto de cortocircuito ................................................................... 39

3.3.4. Selección de terminales para cable N2XSY.......................................................... 40

3.3.5. Cálculos mecánicos de la Subestación .................................................................. 40

3.3.5.1. Determinación de los efectos electrodinámicos. ............................................... 41

3.3.6. Cálculo de resonancia ............................................................................................ 42

3.3.7. Cálculo por elevación de temperatura de la barra .............................................. 43

3.3.7.1. Incremento de tiempo de protección (∆t): ........................................................ 44

3.3.8. Selección de transformadores y motores para pruebas eléctricas. .................... 44

3.3.9. Cálculo del sistema ventilación en subestación para banco de pruebas ............ 47

3.3.9.1. Calor recibido desde el medio ambiente: ......................................................... 48

3.3.9.2. Cálculo del ventilador: ....................................................................................... 49

3.3.9.3. Cálculo de potencia en eje del ventilador: ........................................................ 49

3.3.10. Dimensionamiento del banco de condensadores .................................................. 53

viii

3.3.10.1. Cálculo de potencia del banco de condensadores trifásico (Qc) ..................... 54

3.3.10.2. Capacidad de condensador por fase, Cf ........................................................... 55

3.4. Dimensionamiento y selección de dispositivos de maniobra y protección ................. 56

3.4.1. Interruptor de potencia 24 kV .............................................................................. 56

3.4.2. Seccionador tripolar de vacío ................................................................................ 59

3.4.3. Interruptor automático VL160N .......................................................................... 59

3.4.4. Sistema de puesta a tierra ...................................................................................... 60

3.4.4.1. Cálculo de puesta a tierra: ................................................................................. 60

3.5. Selección de equipos de control y medición. ................................................................ 62

3.5.1. Megóhmetro electrónico de alta tensión (10 kV) ................................................. 62

3.5.2. Variac Trifásico (0 – 2kV) ..................................................................................... 63

3.5.3. Ratiómetro (Medidor de relación de transformación DTR 8510) ..................... 65

3.5.4. Micro ohmímetro digital portátil .......................................................................... 65

3.5.5. Analizador de redes trifásico portátil ................................................................... 66

3.6. Diseño de procedimientos y protocolo de pruebas para transformadores ................ 67

3.6.1. Procedimientos para pruebas a transformador de distribución ........................ 67

3.6.1.1. Prueba de aislamiento ........................................................................................ 67

3.6.1.2. Prueba de relación de transformación y determinación del grupo de

conexión .............................................................................................................................. 69

3.6.1.3. Prueba de vacío ................................................................................................... 70

3.6.1.4. Prueba de corto circuito .................................................................................... 73

3.6.1.5. Cálculo de la resistencia y reactancia de cortocircuito ................................... 74

3.6.1.6. Tensión de cortocircuito (Lado de alta tensión) .............................................. 75

3.6.1.7. Tensión de corto circuito (Lado de baja tensión) ............................................ 76

3.6.1.8. Rendimiento en operación del transformador ................................................. 76

3.6.1.9. Índice de carga óptimo ....................................................................................... 77

3.6.1.10. Rendimiento máximo del transformador ......................................................... 77

3.6.2. Diseño de protocolo de pruebas para transformadores de distribución ........... 77

3.7. Análisis económico ......................................................................................................... 79

3.7.1. Inversiones .............................................................................................................. 79

3.7.1.1. Materiales ............................................................................................................ 79

3.7.1.2. Mano de obra ...................................................................................................... 79

3.7.1.3. Ingeniería de detalle ........................................................................................... 79

3.7.1.4. Instrumentos de medida y control .................................................................... 80

3.7.1.5. Insumos ............................................................................................................... 80

ix

3.7.1.6. Gastos generales ................................................................................................. 80

3.7.2. Beneficios................................................................................................................. 80

3.7.2.1. Beneficios por servicio externo (pruebas de transformadores) ...................... 80

3.7.2.2. Ingreso por dictado de diplomados ................................................................... 80

3.7.3. Costos operativos .................................................................................................... 81

3.7.4. Costos de mantenimiento ....................................................................................... 81

3.7.5. Beneficio neto: ........................................................................................................ 81

3.8. Análisis financiero .......................................................................................................... 81

3.8.1. Tiempo estimado de retorno de la inversión, PRI ............................................... 81

IV. DISCUSIÓN ........................................................................................................................ 82

V. CONCLUSIONES .............................................................................................................. 85

VI. RECOMENDACIONES .................................................................................................... 86

VII. REFERENCIAS ................................................................................................................. 87

ANEXOS ......................................................................................................................................... 89

Anexo 1: Acta de aprobación de originalidad de tesis ................................................... 89

Anexo 1: Reporte Turnitin ............................................................................................... 90

Anexo 1: Autorización de publicación de tesis en repositorio institucional UCV ....... 91

Anexo 1: Autorización de la versión final del trabajo de investigación ....................... 93

x

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Indicadores para el índice de absorción y el índice de polarización (Gaytan, 2016)

............................................................................................................................................. 14

Tabla 2. Tensiones de prueba establecidos por ANSI-IEEE C57-12-90 de acuerdo al nivel

de aislamiento (Gaytan, 2016) ............................................................................................. 20

Tabla 3. Tiempos establecidos por las normas ANSI C57-72 para la prueba de potencial

inducido (Gaytan, 2016) ...................................................................................................... 20

Tabla 4. Matriz de operacionalización de variables ............................................................ 25

Tabla 5. Ficha de registro de datos. ..................................................................................... 27

Tabla 6. Criterios para validación de instrumento ............................................................... 27

Tabla 7. Aspectos éticos ...................................................................................................... 29

Tabla 9. Consideraciones básicas para dimensionamiento de conductor en M.T. .............. 34

Tabla 10. Criterios técnicos operativos de la subestación. .................................................. 34

Tabla 11. Parámetros eléctricos de cable N2XSY en M.T. (INDECO, 2019) .................... 37

Tabla 12. Terminaciones QT-III Contráctiles en frío uso interior. (3M, 2019) .................. 40

Tabla 13. Características de ventilador centrífugo para subestación................................... 51

Tabla 14. Dimensiones de Ventilador Centrífugo CBX ...................................................... 51

Tabla 15. Características técnicas de motores de alta eficiencia. (WEG, 2019) ................. 52

Tabla 16. Características técnicas de interruptor de potencia 24 kV, marca Heag

(PROMELSA, 2016) ........................................................................................................... 57

Tabla 17. Tabla para selección de seccionador de vacío. (SILE , 2013) ............................. 59

Tabla 18. Especificaciones técnicas de Megóhmetro de alta tensión MI10KVe

(MEGABRAS, 2018) .......................................................................................................... 63

Tabla 19. Especificaciones técnicas de Variac Trifásico. (NEW LINE, 2019) ................... 64

Tabla 20. Especificaciones técnicas de analizador de redes ................................................ 66

Tabla 21. Tabla de conexión de Ratiómetro y cálculo de relación de transformación.

(AEMC, 2019) ..................................................................................................................... 70

Tabla 22. Protocolo de pruebas eléctricas para transformadores de distribución ............... 78

xi

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Campo magnético en un conductor recto. .............................................................. 7

Figura 2. Campo magnético en una espira. ........................................................................... 7

Figura 3. Carga Inductiva .................................................................................................... 10

Figura 4. Carga Capacitiva .................................................................................................. 10

Figura 5. Triángulo de potencia ........................................................................................... 10

Figura 6. Transformador Elemental..................................................................................... 11

Figura 7. Circuito equivalente del transformador real ......................................................... 12

Figura 8. Circuito del transformador aproximado al primario ............................................ 13

Figura 9. Circuito del transformador aproximado al secundario ......................................... 13

Figura 10. Resistencia de aislamiento entre bobinas (Almagro & Narváez, 2013)............. 15

Figura 11. Polaridad Sustractiva .......................................................................................... 16

Figura 12. Polaridad Aditiva ............................................................................................... 16

Figura 13. Prueba de vacío en transformador monofásico (TECSUP, 2013)...................... 16

Figura 14. Prueba de vacío en transformador trifásico (TECSUP, 2013) ........................... 17

Figura 15. Prueba de cortocircuito ...................................................................................... 18

Figura 16. Prueba de cortocircuito en transformador trifásico ............................................ 19

Figura 17. Prueba de tensión aplicada ................................................................................. 20

Figura 18. Hoja de Excel para selección de conductor eléctrico ......................................... 28

Figura 19. Flujograma de procedimientos para desarrollar objetivos específicos .............. 30

Figura 21. Placa de Transformador Tipo Seco del CIT ....................................................... 31

Figura 22. Diagrama Unifilar del banco de pruebas eléctricas para transformadores ......... 33

Figura 23. Caída de tensión máxima en cable N2YSY en 10kV ........................................ 38

Figura 24. Barra de cobre para M.T. en 10 kV .................................................................... 42

Figura 25. Transformador Trifásico Tipo Seco (Promelsa, 2019) ...................................... 45

Figura 26. Ventilador centrífugo tipo CBX (Sodeca, 2019) ............................................... 50

Figura 27. Dimensiones de Ventilador CBX ....................................................................... 51

Figura 28. Diagramas característicos de ventiladores para subestaciones. (Sodeca, 2019) 52

Figura 29. Sistema de ventilación forzada para el banco de pruebas eléctricas. ................. 53

Figura 30. Triangulo de potencias para el banco de pruebas eléctricas .............................. 54

Figura 31. Condensador Tubular Trifásico. (PROMELSA, 2019)...................................... 55

Figura 32. Interruptor de potencia 24 kV (Marca Heag) ..................................................... 56

xii

Figura 33. Vista de montaje en poste de interruptor de potencia. (PROMELSA, 2016) .... 58

Figura 34. Vista de montaje en campo de interruptor de potencia. (HEAG, 2019) ............ 58

Figura 35. Seccionador de vacío marca SILE. (SILE , 2013) ............................................. 59

Figura 36. Interruptor automático VL160N 40kA 3 polos 750-1500A. (SIEMENS, 2019)60

Figura 37. Dimensiones de varilla de cobre para SPT. ....................................................... 61

Figura 38. Dimensiones del sistema de puesta a tierra. ....................................................... 61

Figura 39. Megóhmetro electrónico de alta tensión Mi10KVe (MEGABRAS, 2018) ....... 62

Figura 40. Variac Trifásico 500KVA 0 - 2kV (NEW LINE, 2019) .................................... 64

Figura 41. Medidor de relación de transformación - DTR 8510 (AEMC, 2019) ................ 65

Figura 42. Micro ohmímetro MPK204e (MEGABRAS, 2019) .......................................... 65

Figura 43. Analizador de redes trifásico portátil. ................................................................ 66

Figura 44. Conexión de megóhmetro para prueba entre devanado de A.T. y Tierra .......... 67

Figura 45. Conexión de megóhmetro para prueba entre devanado de B.T. y Tierra .......... 68

Figura 46. Conexión de megóhmetro para prueba entre devanado de A.T. y B.T. ............. 68

Figura 47. Conexión de Ratiómetro para transformador monofásico ................................. 69

Figura 48. Conexión de Ratiómetro para transformador trifásico ....................................... 69

Figura 49. Diagrama multifilar para prueba en vacío de transformador trifásico. .............. 71

Figura 50. Conexión de instrumentos de medición para prueba en vacío. .......................... 71

Figura 51. Circuito equivalente de transformador para prueba de vacío............................. 72

Figura 52. Diagrama fasorial de transformador................................................................... 72

Figura 53. Conexión de instrumentos de medición para prueba de corto circuito. ............. 73

Figura 54. Circuito equivalente de transformador en prueba de corto circuito. .................. 73

Figura 55. Triángulo de potencias en prueba de corto circuito ........................................... 74

xiii

ÍNDICE DE ECUACIONES

Ecuación 1. Corriente eléctrica .............................................................................................. 6

Ecuación 2. Voltaje................................................................................................................ 6

Ecuación 3. Resistencia ......................................................................................................... 6

Ecuación 4. Ley de ohm ........................................................................................................ 6

Ecuación 5. Potencia.............................................................................................................. 7

Ecuación 6. Ley de Faraday .................................................................................................. 8

Ecuación 7. Ley de Faraday para N espiras........................................................................... 8

Ecuación 8. Potencia activa o real ......................................................................................... 8

Ecuación 9. Potencia Reactiva............................................................................................... 8

Ecuación 10. Potencia Aparente ............................................................................................ 9

Ecuación 11. Voltaje en función de impedancia ................................................................... 9

Ecuación 12. Potencia Activa en términos de corriente e impedancia .................................. 9

Ecuación 13. Potencia Reactiva en términos de corriente e impedancia ............................... 9

Ecuación 14. Potencia Aparente en términos de corriente e impedancia .............................. 9

Ecuación 15. Impedancia (forma rectangular) ...................................................................... 9

Ecuación 16. Potencia Activa en función de corriente y resistencia ..................................... 9

Ecuación 17. Potencia Reactiva en función de corriente y reactancia .................................. 9

Ecuación 18. Potencia Compleja ......................................................................................... 10

Ecuación 19. Potencia compleja en función del voltaje y corriente conjugada .................. 10

Ecuación 20. Relación de transformación ........................................................................... 11

Ecuación 21. Relación de corrientes en un transformador .................................................. 11

Ecuación 22. Potencia de entrada en transformador ideal ................................................... 11

Ecuación 23. Potencia de salida en transformador ideal ..................................................... 11

Ecuación 24. Potencia de vacío ........................................................................................... 17

Ecuación 25. Pérdidas en el hierro ...................................................................................... 17

Ecuación 26. Pérdidas en el hierro de transformador trifásico ............................................ 17

Ecuación 27. Pérdidas en el cobre ....................................................................................... 18

Ecuación 28. Impedancia de cortocircuito .......................................................................... 18

Ecuación 29. Resistencia y Reactancia de cortocircuito ..................................................... 18

Ecuación 30. Factor de potencia de cortocircuito................................................................ 18

Ecuación 31. Porcentaje de impedancia .............................................................................. 19

Ecuación 32. Pérdidas en cobre de transformador trifásico ................................................ 19

Ecuación 33. Factor de potencia de cortocircuito trifásico ................................................. 19

Ecuación 34. Corriente de línea nominal ............................................................................ 19

Ecuación 35. Caída de tensión en un transformador ........................................................... 21

Ecuación 36. Coeficiente de regulación .............................................................................. 21

Ecuación 37. Coeficiente de regulación en función de resistencia y reactancia ................. 21

Ecuación 38. Caída de tensión óhmica de cortocircuito ...................................................... 21

Ecuación 39. Caída de tensión inductiva de cortocircuito................................................... 22

Ecuación 40. Eficiencia de un transformador ...................................................................... 22

Ecuación 41. Eficiencia de un transformador en función del índice de carga ..................... 22

Ecuación 42. Índice de carga ............................................................................................... 22

Ecuación 43. Índice de carga máximo ................................................................................. 22

xiv

RESUMEN

El presente estudio tiene la finalidad de presentar una alternativa de solución a la

problemática encontrada en la Escuela de Ingeniería Mecánica Eléctrica,

específicamente en el área de electricidad, de una Universidad en la ciudad de

Trujillo, debido a que existe una escasez de equipos y materiales para la ejecución

de pruebas. En esta oportunidad se realizó el diseño de un banco de pruebas

eléctricas para caracterizar parámetros de transformadores de distribución, de esta

manera conocer el estado en el que se encuentra el transformador y poder tomar

decisiones acertadas con respecto a su funcionamiento.

En primer lugar, para realizar el diseño se ha recolectado los datos de máxima

demanda y potencia instalada, con la que se cuenta en el Centro de Investigación

Tecnológica de la universidad, teniendo un transformador de 320 KVA, fue

necesario realizar el diseño para una instalación independiente donde se puedan

probar transformadores de distribución de mayor potencia.

El banco de pruebas eléctricas tiene un sistema dimensionado para alimentar a un

transformador de 500 KVA que servirá para ofrecer el servicio de mantenimiento

y capacitación a las empresas del sector industrial, y un transformador de 50 KVA

que servirá para que los alumnos de la universidad puedan realizar las pruebas de

eficiencia y seguridad a los transformadores. Es decir, pruebas de aislamiento,

relación de transformación, determinación del grupo de conexión, pruebas de vacío

y cortocircuito, entre otros.

Se ha seleccionado un alimentador principal N2XSY 3 – 1 x 25 mm2 8.7/15 kV en

media tensión, los aisladores portabarra clase A (DIN 48100) con capacidad para

soportar 375 kgf, seccionador de vacío de 12 kV y corriente de corto circuito de

40 kA, interruptor de potencia HD4-12 In = 630 A Vn = 12 kV Icc = 20 kA,

ventiladores centrífugos CBX-4747 con caudal máximo de 23500 m3/h, sistema

de puesta a tierra con una resistencia de malla igual 11.23 y los equipos de

medición necesarios para realizar las pruebas a los transformadores, como el

xv

analizador de redes multifunción, megóhmetro de alta tensión, ratiómetro,

generador de tensión regulable, vatímetro, pinza amperimétrica, etcétera.

Para mejorar la eficiencia de la instalación se ha dimensionado un banco de

condensadores, que nos servirá para analizar el comportamiento del sistema con la

compensación del factor de potencia. También se ha realizado un protocolo de

pruebas que sirva como guía al momento de ejecutar las pruebas a los

transformadores.

Finalmente, en el análisis económico se indica que realizando una inversión de

122100 soles se podrá adquirir un beneficio neto de 121500 soles por año, teniendo

un tiempo estimado de retorno de la inversión de 12 meses. Por lo tanto, es rentable

invertir en el banco de pruebas eléctricas para transformadores de distribución.

Palabras clave: transformador trifásico, potencia activa, subestación de transformación,

conexión a tierra.

xvi

ABSTRACT

The present study aims to present an alternative solution to the problems found in the

School of Electrical Mechanical Engineering, specifically in the area of electricity, of

a University in the city of Trujillo, because there is a shortage of equipment and

materials for the execution of tests. In this opportunity, the design of an electrical test

bank was carried out to characterize the parameters of the distribution transformers, in

this way to know the state in which the transformer is and to be able to make sound

decisions regarding its operation.

In the first place, to carry out the design, the data of maximum demand and installed

power have been collected, which is counted in the Technology Research Center of

the university, having a 320 KVA transformer, it was necessary to design for an

independent installation where more powerful distribution transformers could be

tested.

The electrical test bench has a system sized to feed a 500 KVA transformer that will

serve to provide maintenance and training to companies in the industrial sector, and a

transformer of 50 KVA that will serve for students at the university to perform

efficiency and safety tests on transformers. That is, insulation tests, transformation

ratio, determination of the connection group, vacuum and short circuit tests, among

others.

A main feeder N2XSY 3 - 1 x 25 mm2 8.7 / 15 kV in medium voltage has been

selected, class A busbar insulators (DIN 48100) with capacity to support 375 kgf, cut

out of 12 kV and short-circuit current of 40 kA, power switch HD4-12 In = 630 A Vn

= 12 kV Icc = 20 kA, centrifugal fans CBX-4747 with maximum flow of 23500 m3/h,

earthing system with a mesh resistance equal to 11.23 and the necessary measuring

equipment to carry out tests on the transformers, such as the multifunction network

analyzer, high voltage megometer, ratiometer, adjustable voltage generator, wattmeter,

clamp meter, etc.

xvii

To improve the efficiency of the installation, a capacitor bank has been designed to

analyze the behavior of the system with the compensation of the power factor and a

test protocol has also been carried out to serve as a guide when executing the tests on

the transformers.

Finally, in the economic analysis it is indicated that by making an investment of

122100 soles, a net profit of 121500 soles per year can be acquired, with an estimated

return time of 12 months. Therefore, it is profitable to invest in the electrical test bench

for distribution transformers.

Keywords: three-phase transformer, active power, transformation substation, ground

connection.

1

I. INTRODUCCIÓN

1.1. Realidad Problemática

A lo largo de la historia los seres humanos fuimos capaces de facilitar nuestro estilo

de vida, gracias a los descubrimientos que fueron logrados a partir de experimentos en

un laboratorio. Contar con material que nos permita darnos cuenta de los fenómenos

de la naturaleza como es la electricidad, y cómo funcionan las tecnologías que ahora

gobiernan las industrias es de suma importancia. El país y el mundo necesitan de

profesionales cada vez más capacitados, por lo que es necesario que los alumnos

tengan a su disposición material didáctico que los involucre aún más con la realidad.

Entonces una de las áreas que se involucra en la vida cotidiana, y permite la normal

realización de actividades de las personas, son las máquinas eléctricas. Una máquina

eléctrica es un equipo capaz de convertir energía mecánica en energía eléctrica, o

viceversa (Chapman, 2012). Estos equipos pueden ser generadores, motores y

transformadores, y como en el caso de los motores se encuentran en muchos equipos

de uso doméstico como refrigeradores, lavadoras, ventiladores, aire acondicionado,

etcétera.

Como consecuencia para que funcionen todos estos equipos domésticos y también

industriales se ha implementado un sistema eléctrico que permita llevar la energía de

corriente alterna desde plantas generadoras hasta la utilización, justamente el equipo

que cumple un papel destacado en este sistema es el transformador, ya que este

dispositivo nos permite elevar la tensión de tal manera que se minimicen pérdidas de

energía en la transmisión y reducir la tensión a niveles en que los equipos eléctricos

operan de manera segura. Debido a esto es de suma importancia conocer el estado y el

comportamiento de los trasformadores a partir de sus parámetros de operación, ya que

esto nos permitirá predecir posibles fallas y alargar su tiempo de vida útil.

Si no existiera el transformador, no habría posibilidad de transmitir energía eléctrica

como se hace hoy en día, esto habla de la importancia que tiene esta máquina en el

sistema eléctrico, es por esto que se propone el diseño de un banco de pruebas

eléctricas para caracterizar sus parámetros y predecir potenciales fallas. Si bien es

cierto que presenta una alta eficiencia, es oportuno conocer su estado para tomar

2

decisiones acertadas. Con la implementación del laboratorio, deberían producirse dos

tipos de efectos en el ámbito académico. Por un lado, se lograría un vínculo cercano

con el mercado laboral, debido a que los alumnos saldrían más capacitados, de esta

manera ellos no tendrían mayor problema para encontrar trabajo y las empresas

tampoco tendrían problemas en encontrar profesionales. Por otro lado, la oferta de

investigación y desarrollo, producción científica y de innovación en el país proveniente

de la universidad, encontraría su óptimo social lo cual favorecería el crecimiento

económico (SUNEDU, 2016, pág. 19).

Para tener una idea de cómo funciona una institución de educación superior de primer

nivel tenemos al Instituto de Tecnología de Massachusetts (Estados Unidos) que es la

mejor institución de ingeniería del mundo, debido a que tienen el objetivo de estimular

las mentes más brillantes y prometedoras, haciendo de la tecnología la solución para

los grandes problemas que ha afrontado la humanidad. La tecnología es el motor para

el cambio más importante en el mundo moderno, es lo que afirma Jason Pontin

(Director de MIT Technology Review). La confianza del MIT en la tecnología le ha

llevado a participar en las grandes innovaciones del siglo XX, desarrollaron el primer

experimento de la estación espacial internacional y vieron como nacía el movimiento

hacker dentro de sus laboratorios en 1961, sin olvidar sus contribuciones en la

invención del teléfono, internet, la robótica, la inteligencia artificial o en la

descodificación del genoma humano (Vodafone, 2016).

En Latinoamérica la Universidad Nacional Autónoma de México cuenta con

Laboratorio de Máquinas Eléctricas del Dpto. de Energía Eléctrica, en donde brinda el

apoyo académico a profesores y a alumnos de la Facultad de Ingeniería para que se

realicen las prácticas de laboratorio correspondientes a las asignaturas, de la carrera de

Ingeniero Eléctrico, Electrónico, así como a carreras afines de esta Facultad. En este

laboratorio se pueden realizar pruebas a transformadores, como también a motores de

inducción.

Actualmente esta universidad cuenta con escasos módulos e instalaciones para realizar

pruebas eléctricas, y demostrar la teoría en los cursos de máquinas eléctricas, sistemas

3

eléctricos de potencia, líneas de transmisión y automatización industrial. Por lo que

representa una gran desventaja a la hora de competir en el mercado laboral.

1.2. Trabajos Previos

De acuerdo con la metodología para realizar las pruebas eléctricas de rutina y

evaluación de resultados según las normas internacionales IEEE y ANSI, como

también las normas mexicanas NMX-J-169-ANCE-2004, norma de seguridad de la

STPS y del manual de procedimientos de CFE-SOM-3531, se encontró una tesis en la

que el autor de acuerdo a su experiencia en el área de servicios de mantenimiento de

subestaciones y transformadores, presenta diferentes pruebas eléctricas realizadas a

equipos de una subestación de potencia, en la que se puede apreciar los parámetros

obtenidos que fueron de mucha utilidad para tomar decisiones acertadas. Podemos

mencionar algún ejemplo de cómo el autor indica los procedimientos y criterios de

evaluación para realizar las pruebas eléctricas de rutina, de la página 29 a 30 se explica

la prueba de potencial aplicado conocida también como prueba “HI POT” que consiste

en comprobar que el material aislante utilizado en el transformador es el adecuado para

soportar los esfuerzos eléctricos a la que estará sometido durante su operación. La

metodología indica aplicar tensión al material aislante, esta tensión varía de acuerdo a

la clase de aislamiento y lo indicado en la norma que para este caso fue utilizada la

ANSI-IEEE C57-12-90. Los criterios de evaluación para determinar el estado del

aislamiento están de acuerdo a la presencia de fallas como son el incremento brusco

de la corriente, ruidos dentro del tanque que indica exceso de humedad y la presencia

de humo que indica una falla a tierra o que el aislamiento sufre de esfuerzos térmicos.

(Gaytan, 2016)

En la tesis que explicamos a continuación se estudió mediante ensayos los aceites

dieléctricos de los transformadores, de acuerdo a esto en la escuela de ingeniería

eléctrica se propuso algunos de estos ensayos para el laboratorio. Los resultados de los

ensayos indican los parámetros del estado en el que se encuentra el aceite dieléctrico

del transformador. Se seleccionó los siguientes ensayos: rigidez dieléctrica, numero de

neutralización, tensión interfacial, color, contenido del agua y gravedad.

Para saber el estado de un transformador, estos ensayos serán de mucha utilidad.

Entonces con los resultados de los ensayos será más fácil la toma de decisiones en el

mantenimiento (preventivo, correctico, de monitoreo).

4

También se realizó un informe de los elementos aislantes que están en el

transformador, también se describió la descomposición por el envejecimiento y los

elementos de descomposición. Se describió las pruebas que se van a realizar (Pruebas

eléctricas, Fisicoquímicos y Análisis de cromatografía). También se detalló el proceso

y las medidas de seguridad que se deben tener en cuenta al realizar cada una de las

pruebas mencionadas, para así tener mejores resultados. Se abordaron las normas de

calidad que exige el cliente y que es de suma importancia para el laboratorio de pruebas

de transformadores eléctricos. (Antillón & Magaña, 2015)

En la tesis de este autor se realizó el diseño y construcción de un banco de pruebas

automatizado para transformadores de distribución. En esta tesis se describieron las

bases de operatividad de los transformadores, las normas que aplican en estas pruebas,

y los parámetros de caracterización del transformador. También se detalló la

construcción del bastidor del equipo dimensionado, los equipos de maniobra y

protección para el circuito de fuerza del banco de pruebas.

Se diseñó un software para el control a través del PLC, comunicación mediante el PMC

200 y MAGELIS HMISTU 655/855, también se muestra el procesamiento, la

adquisición de datos, la programación del HMI y su visualización.

La común adquisición de transformadores de distribución, requiere la aceptación por

parte de las empresas eléctricas dando la confianza de un funcionamiento correcto, de

acuerdo a los resultados en las pruebas eléctricas.

Para ello se automatizó el proceso en las pruebas de los transformadores de

distribución, así aumentando la fiabilidad en los resultados determinadas por las

mediciones. Para ello se realizó una investigación de las tolerancias permitidas por la

norma NTE INEN para variaciones entre los resultados de las pruebas y los valores

indicados por los fabricantes. Los autores obtuvieron la construcción de un banco de

pruebas eléctricas para transformadores trifásicos con capacidad de 400 KVA y

monofásicos hasta 100 KVA, según la norma NTE INEN. (Donde un transformador

pasará la prueba cuando la variación entre los resultados de las mediciones y las

indicadas por el fabricante no superen las tolerancias admitidas en la norma NTE

INEN). (Almagro & Narváez, 2013)

5

El siguiente autor realizó una tesis que trato el tema de mantenimiento de

transformadores de distribución en media tensión. Se menciona la importancia de

realizar el mantenimiento a los transformadores de distribución. En los suministros de

energía eléctrica encontramos interruptores, pozos a tierra, conductores, generadores,

transformadores, si bien es cierto que estos equipos presentan un alto grado de

confiablidad, no deja de ser importante el mantenimiento en el tiempo adecuado.

El mantenimiento del transformador se realizará dependiendo de sus factores de

deterioro en el aislamiento, las actividades y pruebas de rutina que nos determina el

estado del transformador, el significado de cada prueba de diagnóstico, cuando se debe

realizar las pruebas de diagnóstico, y que medidas deben tomarse en caso que exista

alguna anomalía en el transformador.

Se detalló el proceso de mantenimiento en un transformador, en especial el

mantenimiento preventivo, en lo que se refiere a la metodología y las pruebas que se

deben realizar para tener un diagnóstico. (Gargate, 2012)

En este último antecedente se diseñó el espacio requerido para el laboratorio de

pruebas eléctricas de rutina dirigido a transformadores de distribución en base al

estándar de calidad nacional NTE INEN. Primero se tuvo en claro el funcionamiento

del equipo que se someterá a las pruebas, esto incluye cálculos, materiales y sus

principios básicos, para tener una idea del objetivo. Luego se investigó los requisitos

de la normativa nacional NTE INEN 2 con respecto a pruebas de rutina para

transformadores de distribución hasta 500KVA. También se investigó normativas

legales y otros requisitos con la finalidad de brindar calidad y satisfacción al cliente.

En función a las pruebas que se van a realizar, y de acuerdo a las normativas se

dimensionó los equipos necesarios, optimizando los recursos económicos. En seguida,

se dimensionó el espacio requerido de acuerdo a los niveles de voltaje que debe tener

el banco de pruebas al momento de realizar los ensayos, así brindando y garantizando

la seguridad del personal. También se diseña las medidas de seguridad como las mallas

a tierra, la jaula de protección y el sistema de protección teniendo en cuenta la distancia

y facilidad de operación. Por último, se realizó el análisis económico determinando el

gasto que se realizará para la implementación de este banco de pruebas, se determinó

los beneficios que se obtendrían y el tiempo de retorno de la inversión. (Vásquez,

2013)

6

1.3. Teorías Relacionadas al Tema

1.3.1. Parámetros eléctricos

Los parámetros en una máquina eléctrica son indicadores que permiten caracterizar

al dispositivo tales como potencia, voltaje, frecuencia, impedancia, etc. (Fraile

Mora, 2003, pág. 170). Antes de comenzar con teoría de transformadores,

mencionamos algunos conceptos básicos que serán de mucha utilidad.

Corriente eléctrica

Es el flujo alterno de electrones en un material

conductor producido por una fuerza

electromotriz. (Boylestad, Introducción al

análisis de circuitos , 2004)

Voltaje

Es la diferencia de potencial que se genera entre la

acumulación de electrones en la terminal negativa e

iones positivos sobre la terminal positiva de una

batería o fuente. Se presentará una diferencia de potencial de 1 volt (V) entre dos

puntos si se utiliza 1 joule (J) de energía para mover 1 coulomb (C) de carga entre

estos dos puntos. Es análogo a la presión en una instalación hidráulica.

Resistencia

El movimiento de electrones a través de cualquier

material conductor encuentra una oposición que es

análoga a la fricción mecánica. Debido a estos

choques entre electrones y otros átomos del material, se produce una oposición al

movimiento, que convierte la energía eléctrica en calor, se le llama resistencia. Su

unidad de medición es el ohm, y se utiliza el símbolo Ω.

Ley de ohm

Es la relación que existe entre voltaje, corriente y

resistencia. Esta indica que, con una resistencia

constante, cuanto más elevado sea el voltaje, de igual

manera aumentará la corriente.

Ecuación 3. Resistencia

Ecuación 4. Ley de ohm

Ecuación 2. Voltaje

Ecuación 1. Corriente eléctrica

7

Potencia

Se puede entender como la velocidad a la que se realiza un trabajo,

o la cantidad de energía en Joules (J) por unidad de tiempo (s). La

unidad de medición eléctrica de potencia es el watt.

Campo magnético

El campo magnético es el medio por el cual se puede convertir la energía de una

forma a otra en motores, generadores y transformadores. La corriente que pasa por

un conductor eléctrico crea un campo magnético circular. Una corriente alterna que

pasa por una bobina crea un flujo magnético oscilante que induce un voltaje. (Este

es el principio de funcionamiento del transformador). (Chapman, 2012, pág. 6)

Campo magnético en un cable

Para poder apreciar la forma de un campo magnético en un

cable, podemos pasar el cable a través de un papel y colocar

partículas de hierro encima. Al circular una corriente por el

cable podremos apreciar la forma que adopta el campo

magnético.

Campo magnético en una espira

Para conseguir un campo magnético de mayor

magnitud, ya que en un conductor recto se dispersa

demasiado y por esto es muy débil, podemos formar

una espira de tal manera que las líneas de fuerza se

sumen. (Tecsup - PFR, 2013, pág. 3)

Flujo magnético (Φ)

El campo magnético se puede apreciar por las líneas de fuerza que se producen. A

la cantidad de estas líneas se le denomina flujo magnético.

Figura 1. Campo magnético

en un conductor recto.

Figura 2. Campo magnético en

una espira.

Ecuación 5. Potencia

8

1.3.2. Ley de Faraday: voltaje inducido por un campo magnético variable

La ley de Faraday significa el principio de funcionamiento del transformador. Esta

ley indica que, si un flujo magnético pasa por una espira de alambre conductor, se

inducirá en ésta un voltaje directamente proporcional a la variación del flujo en el

tiempo. Este principio se puede identificar con la siguiente ecuación:

Ecuación 6. Ley de Faraday

Para una bobina de N vueltas y un flujo que pasa por estas, el voltaje producido en

la bobina es de acuerdo a la siguiente ecuación:

Ecuación 7. Ley de Faraday para N espiras.

Dónde:

• eind = voltaje inducido en el devanado.

• N = número de vueltas del devanado.

• Φ = flujo que atraviesa el devanado.

El signo negativo de las ecuaciones anteriores es de acuerdo con la ley de Lenz, que

se interpreta como si los extremos del devanado estarían en cortocircuito, esto

produciría un flujo opuesto al inicial. (Chapman, 2012, pág. 22)

1.3.3. Potencias Activa, Reactiva y Aparente

Potencia Activa (P): Es la potencia que realmente es aprovechada por la carga, es

afectada por el desfasaje entre el voltaje y la corriente.

Ecuación 8. Potencia activa o real

Las unidades para la potencia activa son los watts (W).

Potencia Reactiva (Q): Es la encargada de la formación y desvanecimiento del

campo magnético en un inductor, o el campo eléctrico en un capacitor. Se puede

calcular de la siguiente manera:

Ecuación 9. Potencia Reactiva

9

Para fines de cálculo, Q es positiva para cargas inductivas y negativa para cargas

capacitivas. Tiene como unidad al volt-amper reactivo (VAR).

Potencia Aparente (S): Se puede interpretar como la potencia total que

aparentemente se suministra a una carga, ya que esta es la suma de la potencia activa

y reactiva. También se puede calcular multiplicando el voltaje por la corriente rms.

Su unidad es el volt-amper (VA).

Ecuación 10. Potencia Aparente

1.3.4. Formas alternativas de las ecuaciones de potencia

Se tiene las siguientes ecuaciones:

Ecuación 11. Voltaje en función de impedancia

Sustituyendo la ecuación 11 en las ecuaciones 12, 13 y 14 obtenemos la potencia

real, reactiva y aparente en función de la corriente y la impedancia:

Ecuación 12. Potencia Activa en términos de corriente e impedancia

Ecuación 13. Potencia Reactiva en términos de corriente e impedancia

Ecuación 14. Potencia Aparente en términos de corriente e impedancia

Donde |𝑍| es el módulo de la impedancia de carga.

La impedancia también se puede expresar en su forma rectangular:

Ecuación 15. Impedancia (forma rectangular)

De esta ecuación se sabe que 𝑅 = |𝑍| cos 𝜃 y 𝑋 = |𝑍| sin 𝜃; entonces la potencia

activa y reactiva también puede ser calculada de la siguiente manera:

Ecuación 16. Potencia Activa en función de corriente y resistencia

Ecuación 17. Potencia Reactiva en función de corriente y reactancia

10

1.3.5. Potencia Compleja

Esta forma puede ser muy útil para simplificar el desarrollo de los cálculos

eléctricos, se puede representar de la siguiente manera:

Ecuación 18. Potencia Compleja

La potencia aparente para fines de cálculo se puede desarrollar multiplicando el

voltaje por la corriente conjugada.

Ecuación 19. Potencia compleja en función del voltaje y corriente conjugada

Donde la conjugada indica cambiar el signo del ángulo de la corriente.

1.3.6. Relaciones entre ángulos de impedancia, corriente y potencia.

La teoría nos dice que una carga inductiva tiene un

ángulo de impedancia positivo 𝜃. Esta produce

una corriente con ángulo negativo, por lo tanto,

consume potencia activa y reactiva de la fuente.

En cambio, una carga capacitiva tiene un ángulo

de impedancia 𝜃 negativo. Esta produce una

corriente con ángulo positivo, por lo tanto,

consume potencia activa, mientras suministra

potencia reactiva a la fuente.

1.3.7. Triángulo de potencia

La potencia aparente, activa y reactiva

pueden ser graficados formando un

triángulo rectángulo. El ángulo 𝜃 es el de

la impedancia, el cateto adyacente es la

potencia activa, el cateto opuesto es la

potencia reactiva, la hipotenusa es la

potencia aparente suministrada a la carga y el cos 𝜃 es conocido como el factor de

potencia de la carga. (Chapman, 2012, pág. 40)

Figura 3. Carga Inductiva

Figura 4. Carga Capacitiva

Figura 5. Triángulo de potencia

11

1.3.8. Transformador

Es un aparato estático con dos o más

devanados, que por inducción

electromagnética transforma un sistema

de voltaje y corriente alternos, en otro

sistema de voltaje y corriente

generalmente de diferentes valores y en

la misma frecuencia, con el fin de

transmitir energía eléctrica. [IEV 421-01-01, modificado] (IEC 60076-1, 2000).

1.3.9. Transformador Ideal

Un transformador ideal no presenta pérdidas. La relación entre el voltaje primario

𝑣𝑃(𝑡) y el voltaje secundario 𝑣𝑆(𝑡) es la siguiente:

Ecuación 20. Relación de transformación

La relación de corrientes tanto del primario como del secundario del transformador

es la siguiente:

Ecuación 21. Relación de corrientes en un transformador

La potencia de entrada se puede calcular con la siguiente ecuación:

Ecuación 22. Potencia de entrada en transformador ideal

Donde 𝜃𝑃 es el ángulo formado entre el voltaje y la corriente del primario. La

potencia de salida del transformador con que se energiza la carga se puede calcular

con la ecuación 23.

Ecuación 23. Potencia de salida en transformador ideal

Donde 𝜃𝑆 es el ángulo formado entre el voltaje y la corriente del secundario. Debido

a que se trata de un transformador ideal 𝜃𝑃 = 𝜃𝑆 = 𝜃.

Figura 6. Transformador Elemental

12

1.3.10. Circuito equivalente del transformador real

Para construir el circuito equivalente de un transformador real debemos considerar

las principales pérdidas de energía que afectan su comportamiento:

1. Pérdidas en el cobre (𝐼2𝑅). Se producen exclusivamente en las resistencias de

los devanados primario y secundario. La energía se pierde en forma de calor y

estas son directamente proporcional al cuadrado de la corriente.

2. Pérdidas por corrientes parásitas. También se conocen como pérdidas por

corrientes de Foucault, son las que se presentan cuando un campo magnético

variable atraviesa un material conductor, en este material se inducen corrientes

que producen un campo magnético de sentido opuesto. En este caso las

corrientes parásitas aparecen en el núcleo del transformador, por la resistencia

del material del núcleo (acero al silicio) es que se pierde la energía en forma de

calor. Debido a esto es que el núcleo del transformador se fabrica con placas

que se encuentran pegadas, pero que están aisladas eléctricamente, con esto las

corrientes de Foucault que se inducen se limitan en comparación si sería un

bloque continuo.

3. Pérdidas por histéresis. Se producen debido a que el flujo en el material

magnético cambia de dirección y valor de acuerdo a una frecuencia (Varía la

densidad de flujo B y la intensidad de campo magnético H, formando el lazo

de histéresis) Por cada ciclo el material absorbe energía y lo disipa en forma de

calor. (Wildi, 2007, pág. 33)

4. Flujo disperso. Los flujos dispersos (𝜑𝐷𝑃, 𝜑𝐷𝑆) que fugan del núcleo producen

una autoinductancia en los devanados primarios y secundarios.

Figura 7. Circuito equivalente del transformador real

13

𝑅𝑃, 𝑅𝑆 = Resistencias del devanado primario y secundario, equivalentes a las

pérdidas en el cobre.

𝑋𝑀 = Reactancia que representa la corriente de magnetización 𝑖𝑚, que es

proporcional al voltaje aplicado al núcleo del transformador.

𝑅𝐶 = Resistencia que representa las pérdidas por corrientes parásitas y de

histéresis proporcional al voltaje aplicado al núcleo del transformador.

𝑋𝑃, 𝑋𝑆 = Reactancias generadas por la inductancia de dispersión del primario

y secundario.

1.3.11. Circuitos equivalentes aproximados

Para facilitar el cálculo, se ha simplificado el circuito equivalente.

Como resultado tenemos:

Figura 8. Circuito del transformador aproximado al primario

Figura 9. Circuito del transformador aproximado al secundario

1.3.12. Clasificación del transformador

Por operación:

• Transformadores de distribución: Con potencias de 5 hasta 5000 KVA,

con nivel de tensión de hasta 36 kV.

• Transformadores de potencia: Por encima de los 5000 KVA.

14

Por número de líneas:

• Monofásicos: Trabajan con una línea y un neutro. Se pueden encontrar en

transformadores de distribución y potencia.

• Trifásicos: Trabajan con tres líneas, y de acuerdo a su conexión pueden

conectarse a neutro o tierra. Cuentan con 3 bobinas para cada lado de alta y

baja tensión. Se pueden encontrar también en distribución como en potencia.

1.3.13. Pruebas Eléctricas de Rutina

Son las pruebas a las que se someten cada transformador fabricado para verificar

que el producto cumple con los requerimientos establecidos. De acuerdo con los

siguientes estándares NTP ITINTEC 370.002 e IEC 60076 establecen las siguientes

pruebas como de rutina para transformadores de distribución:

Resistencia de aislamiento. - Tiene la finalidad de indicar el grado de humedad e

impurezas que presenta el aislamiento del transformador. Se comprueba la

adecuada conexión entre los devanados y tierra.

• Instrumento de medición: Megóhmetro.

Los indicadores que obtendremos de esta medición serán el índice de absorción

(𝑅60𝑠 𝑅30𝑠⁄ ) y el índice de polarización (𝑅10𝑚𝑖𝑛 𝑅1𝑚𝑖𝑛⁄ ).

Tabla 1. Indicadores para el índice de absorción y el índice de polarización (Gaytan, 2016)

Podemos realizar las siguientes conexiones para la prueba de resistencia de

aislamiento:

• Entre bobinas de alta y baja tensión.

15

Figura 10. Resistencia de aislamiento entre bobinas (Almagro & Narváez, 2013)

• Entre bobina de alta y tierra.

• Entre bobina de baja y tierra.

Resistencia de los arrollamientos. - La medida de la resistencia es necesaria para:

• Cálculo de la componente de pérdidas.

• Cálculo de la temperatura de los arrollamientos (prueba de calentamiento).

• Comprobar que las conexiones internas de las bobinas no presenten

discontinuidad.

Las mediciones se efectúan con un instrumento que genera una corriente dc en el

circuito, indirectamente el instrumento calcula por ley de ohm la resistencia del

devanado.

Relación de transformación y polaridad. - Define la relación del número de

vueltas del bobinado primario y el número de vueltas del bobinado secundario. En

tanto que el grupo de conexión, es el desfasaje que se tiene entre la tensión primaria

y la tensión secundaria. (PROMELSA, 2016)

Para realizar esta prueba podemos utilizar el medidor de relación de vueltas

(T.T.R.), este equipo funciona con el principio de dos transformadores con las

mismas características, que funcionan en paralelo, la más mínima diferencia entre

sus características, producirá una corriente circulante alta entre los dos. Un método

común que también podemos realizar para conocer las marcas de polaridad es

configurando el transformador como se muestra en la figura 11, se aplica una

tensión conveniente y se anotan los valores proporcionados por los voltímetros. Si

el voltaje Vx es igual a V1 – V2 tendremos una polaridad sustractiva, y por el

contrario tenemos Vx igual a V1 + V2 tendremos una polaridad aditiva del

transformador.

16

Figura 11. Polaridad Sustractiva

Figura 12. Polaridad Aditiva

Prueba de vacío. - Se realizan para medir las pérdidas en el núcleo y la corriente

en vacío. Las pérdidas son la suma de pérdidas por histéresis y pérdidas por

corriente de Foucault. Para realizar este ensayo dejamos abierto el lado del

secundario y colocamos un voltímetro (V2), de igual manera en el primario (V1).

También se instala un amperímetro y un vatímetro en el circuito primario.

(TECSUP, 2013)

Figura 13. Prueba de vacío en transformador monofásico (TECSUP, 2013)

El amperímetro (A) nos mostrará la corriente de vacío I0.

El vatímetro mostrará la potencia de vacío (P0), y se puede calcular con:

17

Figura 14. Prueba de vacío en transformador trifásico (TECSUP, 2013)

0010 CosIUP =

Ecuación 24. Potencia de vacío

Debido a que la corriente de vacío es muy pequeña se puede decir que:

FePP 0

Ecuación 25. Pérdidas en el hierro

Prueba de vacío en transformador trifásico

La suma de las lecturas de los tres vatímetros nos dará la potencia de pérdidas en el

hierro del transformador.

321 WWWPFe ++=

Ecuación 26. Pérdidas en el hierro de transformador trifásico

Prueba de cortocircuito. - Se realizan para medir las pérdidas que se producen en

el cobre y la tensión de cortocircuito, la medida se puede realizar haciendo circular

la corriente nominal.

Para realizar esta prueba se cortocircuita el secundario y se coloca un amperímetro

A2. En el lado primario del transformador se instala una fuente AC regulable. En

el lado primario del transformador se instala un voltímetro que mida la tensión de

cortocircuito, un amperímetro que mida la corriente nominal y un vatímetro que

medirá las perdidas en el cobre.

18

Figura 15. Prueba de cortocircuito

Con la fuente regulable aplicamos cero voltios y lentamente vamos aumentando la

tensión en el primario, hasta que el amperímetro (A1) muestre la corriente nominal

del transformador.

2

22

2

11 nnCu IRIRP +=

Ecuación 27. Pérdidas en el cobre

Por ser la tensión aplicada muy reducida se cumple que:

𝑃𝐶𝑢(𝑃𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑒𝑛 𝑐𝑜𝑏𝑟𝑒) ≅ 𝑃𝐶𝐶(𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑜𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜)

𝑃𝐶𝐶(𝑃𝑜𝑡𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑟𝑡𝑜𝑐𝑖𝑟𝑐𝑢𝑖𝑡𝑜) = 𝐿𝑒𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒𝑙 𝑣𝑎𝑡í𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜

Para calcular la impedancia de cortocircuito utilizaremos la ley de Ohm:

n

CCCC

I

UZ

1

=

Ecuación 28. Impedancia de cortocircuito

Ahora podemos calcular las componentes Rcc y Xcc de la siguiente manera:

CCCCCC

CCCCCC

SenZX

CosZR

=

=

Ecuación 29. Resistencia y Reactancia de cortocircuito

Para ello se debe conocer el factor de potencia:

nCC

CCCC

IU

PCos

1

=

Ecuación 30. Factor de potencia de cortocircuito

El porcentaje de impedancia se puede calcular con la siguiente relación:

19

Figura 16. Prueba de cortocircuito en transformador trifásico

Ecuación 31. Porcentaje de impedancia

Prueba de cortocircuito en transformador trifásico. - De la misma manera que

para el transformador monofásico, se tiene que cortocircuitar el secundario y

mediante una fuente alterna regulable, se hace circular por el primario la intensidad

nominal.

La lectura del vatímetro multiplicada por tres nos dará las pérdidas en el cobre.

WPCu = 3

Ecuación 32. Pérdidas en cobre de transformador trifásico

Asimismo, el factor de potencia de cortocircuito será:

LCC

CCCC

IU

PCos

13 =

Ecuación 33. Factor de potencia de cortocircuito trifásico

Dónde:

L

nL

U

SI

1

13

=

Ecuación 34. Corriente de línea nominal

Prueba de Tensión Aplicada. - Esta prueba determina la suficiencia de los

aislamientos y distancias de cada devanado con respecto a masa, núcleo y tanque.

Se efectúa aplicando tensión con una fuente externa a cada devanado con respecto

al núcleo y tanque conectados a tierra durante 1 minuto.

20

• Indicios de falla: Incremento brusco de corriente, ruidos dentro del tanque,

humo y burbujas.

Tabla 2. Tensiones de prueba establecidos por ANSI-IEEE C57-12-90 de acuerdo al nivel de aislamiento

(Gaytan, 2016)

Para realizar la prueba podemos configurar al transformador de la siguiente manera:

Figura 17. Prueba de tensión aplicada

Prueba de Tensión Inducida. - Verifica la suficiencia de los devanados entre

todos los puntos donde se induce tensión: entre espiras, entre capas, entre

derivaciones, entre salidas. Se aplica el doble de la tensión nominal durante 1

minuto. Para que el núcleo no se sature con el doble de la tensión inducida, se

duplicará la frecuencia. Dependiendo la frecuencia que se aplique, tenemos la

siguiente tabla con los tiempos de prueba.

Tabla 3. Tiempos establecidos por las normas ANSI C57-72 para la prueba de potencial inducido (Gaytan,

2016)

21

Rigidez dieléctrica del aceite. - La rigidez dieléctrica puede considerarse como la

intensidad de perforación del campo eléctrico. Con esta prueba se desea conocer la

tensión de ruptura que soporta la muestra de aceite, ya que para conocer este

parámetro se aplica tensión desde una fuente regulable mediante dos electrodos a

la muestra y se va elevando hasta que el interruptor seccione el circuito.

Instrumento de medición: Probador de aceite.

Factores que condicionan los resultados:

• Distancia entre electrodos.

• Contenido de compuestos polares.

• Contenido de partículas sólidas en suspensión.

• Tiempo de uso del aceite en el transformador.

1.3.14. Eficiencia y regulación de un transformador

Caída de tensión en un transformador. - Debido a la existencia de resistencias y

reactancias instaladas en serie a los devanados del transformador, cuando circule

una corriente de carga por los devanados se producirá una reducción en la tensión.

La caída de tensión será la diferencia algebraica entre la tensión rms del secundario

en vacío (E2) y la tensión que se produce con carga (U2):

22 UEu −=

Ecuación 35. Caída de tensión en un transformador

Es común expresar la caída de tensión en porcentaje referido a la tensión de vacío.

Este valor se conoce como coeficiente de regulación. (ε)

%1002

22 −

=E

UE

Ecuación 36. Coeficiente de regulación

También se puede calcular con la siguiente ecuación: ( Cos es el f.p. de la carga)

SenuCosuCCCC XR +=

Ecuación 37. Coeficiente de regulación en función de resistencia y reactancia

Dónde:

%1001

1

=U

IRu CC

RCC

Ecuación 38. Caída de tensión óhmica de cortocircuito

22

%1001

1

=U

IXu CC

X CC

Ecuación 39. Caída de tensión inductiva de cortocircuito

Rendimiento de un transformador

Podemos interpretar al rendimiento del transformador como la relación entre la

potencia de salida por el secundario suministrada a la carga (P2) y la potencia

absorbida de la red por el primario (P1):

1001002

2

1

2 ++

==CuFe PPP

P

P

P

Ecuación 40. Eficiencia de un transformador

1002

22

22 ++

=CuFen

n

PCPCosICU

CosICU

Ecuación 41. Eficiencia de un transformador en función del índice de carga

nn I

I

I

IC

1

1

2

2 ==

Ecuación 42. Índice de carga

Cu

Fe

P

PC =max

Ecuación 43. Índice de carga máximo

Dónde:

η = Rendimiento del transformador en %.

P1 = Potencia absorbida de la red por el primario.

P2 = Potencia activa cedida a la carga.

PFe = Perdidas en el hierro.

PCu = Perdidas en el cobre.

C = Índice de carga

Cmax = Índice de carga donde se da la máxima eficiencia del transformador

1.4. Formulación Del Problema

¿Como el diseño de un banco de pruebas eléctricas influye en caracterizar parámetros

de transformadores de distribución en el laboratorio de una Universidad en la ciudad

de Trujillo?

23

1.5. Justificación del Estudio

El transformador es una máquina eléctrica estática que permite transmitir energía

eléctrica de forma segura y eficiente, por lo que es muy importante identificar su

comportamiento ante diferentes tipos de carga, indicadores de una posible falla,

conocer sus pérdidas y eficiencia. En la actualidad esta Universidad en la ciudad de

Trujillo, en la escuela de Ingeniería Mecánica Eléctrica no cuenta con un banco de

pruebas eléctricas para transformadores de distribución donde los alumnos

comprueben en la práctica lo aprendido en clase. Debido a lo planteado anteriormente

la elaboración del estudio para la implementación de un banco de pruebas eléctricas

para transformadores de distribución, es un primer paso para vincular aún más a los

estudiantes con el mercado laboral y así también mejorar la calidad de nuestros

profesionales.

1.6. Hipótesis

El diseño de un banco de pruebas eléctricas influye en caracterizar parámetros de

transformadores de distribución en el laboratorio de una Universidad de Trujillo.

1.7. Objetivos

1.6.1. Objetivo General

Diseñar un banco de pruebas eléctricas para caracterizar parámetros de

transformadores de distribución.

1.6.2. Objetivos Específicos

• Recolectar especificaciones en función de la capacidad del laboratorio.

• Diseñar distribución de equipos básicos.

• Dimensionar accesorios en media y baja tensión.

• Dimensionar dispositivos de maniobra y protección

• Seleccionar los equipos de control y medición.

• Elaborar procedimiento y protocolo de pruebas.

• Realizar análisis económico y financiero.

24

II. MÉTODO

2.1. Diseño de investigación

2.1.1. Tipo de Investigación:

De acuerdo al fin que se persigue, la investigación es aplicada debido a que

se está usando las teorías de inducción electromagnética para encontrar

pérdidas en el hierro (PFE), pérdidas en el cobre (PCU), resistencia (Icc),

reactancia (Xcc) e impedancia de corto circuito (Zcc), polaridad, resistencia de

los devanados y del aislamiento, eficiencia, etc.

Según (Hernández Sampieri, 2014), una investigación descriptiva busca

especificar propiedades y características importantes de cualquier fenómeno

que se analice. Por ello la investigación y de acuerdo a su alcance, es de tipo

descriptivo cuantitativo ya que los datos obtenidos al final de cada prueba son

medibles, y se busca con estos datos caracterizar el estado del transformador.

2.1.2. Método:

El método es deductivo ya que se parte de un conocimiento general del

comportamiento de los transformadores hacia algo específico que me permita

caracterizar el dispositivo.

2.1.3. Diseño:

Según (Hernández Sampieri, 2014) el diseño no-experimental trasversal

recolecta datos en un solo momento, en un tiempo único. Su propósito es

describir variables y analizar su incidencia e interrelación en un momento

dado. Po esto el diseño es no-experimental transversal debido a que la

investigación se realizará en un periodo de tiempo, el presupuesto para el

presente proyecto saldrá con los costos de materiales y equipos de un mes

determinado, por citar un ejemplo.

2.2. Variables, Operacionalización.

2.2.1. Dependiente: Parámetros de caracterización de transformadores.

Tipo: Cuantitativa debido a que los datos obtenidos son medibles y a partir

de estos se puede caracterizar al transformador, ya sea por el grado de

desgaste de los devanados, el aceite dieléctrico, los aisladores, etcétera.

25

Definición Conceptual: Los parámetros en una máquina eléctrica son

indicadores que permiten caracterizar al dispositivo tales como potencia,

voltaje, frecuencia, impedancia, etcétera. (Fraile Mora, 2003, pág. 170)

Definición Operacional: Los parámetros nos permitirán determinar el

estado y la eficiencia en un trasformador, como también sus características

antes de su aplicación.

Dimensiones: Corriente y Voltaje Nominal, Impedancia, Resistencia y

Reactancia de corto circuito, Perdidas en el cobre, Perdidas en el hierro,

Potencia aparente, Resistencia del aislamiento, etcétera.

Indicadores: Índice de polarización, Índice de absorción, aislamiento de los

devanados, curva o variación de eficiencia de acuerdo al índice de carga,

curva o variación de eficiencia de acuerdo al tipo de carga, indicadores de

resistencia de los devanados, etcétera.

Escala de medición: Es de razón debido a que las variables son

cuantitativas y el cociente entre dos medidas de potencia para citar un

ejemplo la de salida entre la entrada produce la medida de eficiencia.

Tabla 4. Matriz de operacionalización de variables

26

2.3. Población y Muestra

Población: Institutos y Universidades con la Carrera De Mecánica Eléctrica

en la Ciudad de Trujillo- La Libertad.

Muestra: Laboratorio de una Universidad en la ciudad de Trujillo (La

Libertad).

Técnica de muestreo: Para (Hernández Sampieri, 2014), el muestreo No

Probabilístico, el procedimiento no es mecánico ni se basa en fórmulas de

probabilidad, sino que depende del proceso de toma de decisiones de un

investigador.

Por lo tanto, la técnica de muestreo es No Probabilístico por conveniencia,

ya que por la muestra seleccionada se hace más accesible para la recolección

de los datos.

2.4. Técnicas e instrumentos de recolección de datos, validez y confiabilidad

• Técnica: Es análisis documental debido a que los datos serán obtenidos de

fuentes de información, como las siguientes:

• Libros de máquinas eléctricas, medidas eléctricas, mantenimiento y

operación de transformadores, sistemas eléctricos de potencia,

etcétera.

• Normas de fabricación de transformadores de distribución.

• Tesis y expedientes técnicos de trabajos similares.

• Registro de medición de parámetros de caracterización de los

transformadores de distribución.

• Registro de pruebas eléctricas a transformadores de distribución con

diferente índice de carga y tipo de carga.

• Registro fotográfico de placas de transformadores de distribución.

• Datos de funcionamiento y mantenimiento de transformadores.

• Protocolo de pruebas eléctricas de rutina y guías de laboratorio.

• Instrumentos:

o Ficha de registro de datos para las especificaciones de diseño como la

demanda máxima, tensión de servicio, potencia contratada, etcétera.

27

Tabla 5. Ficha de registro de datos.

• Validez:

Se ha diseñado la ficha de registro de datos, para las especificaciones de

diseño del banco de pruebas eléctricas. El instrumento de recolección de datos

tendrá que ser evaluado y validado por tres especialistas en el tema, con la

finalidad de que esta contenga los criterios de pertinencia, relevancia y

claridad.

Tabla 6. Criterios para validación de instrumento

28

2.5. Métodos de análisis de datos

Los datos serán procesados mediante fórmulas en Excel, con ayuda de plantillas se

podrá facilitar y agilizar la labor de cálculo. Luego se utilizará tablas de fabricantes

para seleccionar los materiales que más se adecuen al diseño. Para la elaboración de

los planos se hará uso de AutoCAD y SolidWorks.

Figura 18. Hoja de Excel para selección de conductor eléctrico

2.6. Aspectos éticos

Originalidad

Toda la información que se muestra en

la investigación, serán citadas con sus

respectivas fuentes bibliográficas, con

fin de mostrar el origen del contenido.

Compromiso

En la elaboración del diseño, se

cumplen las actividades propuesta por

los participantes.

Objetividad La investigación será basada en

conocimientos técnicos y experiencias

29

técnicas como también se tomarán

otros criterios en la investigación.

Respeto

Se respetará la participación y

opiniones del compañero, con el fin de

demostrar el trabajo en equipo.

Se respetará las decisiones que tomen

los participantes en el proyecto de

investigación.

Conocimiento

La propuesta del diseño proporciona a

que los alumnos puedan complementar

los conocimientos teóricos en

conocimientos prácticos.

Privacidad

Se respetará el anonimato de los

colaboradores de la información en el

proyecto de investigación.

Consentimiento

Las personas deben decidir por sí

mismas si participan en el proyecto de

investigación.

Responsabilidad

Es de proteger y brindar el bienestar de

los colaboradores de información en el

proyecto de investigación.

Se cumplirá con los horarios y

actividades acordadas durante el

desarrollo del proyecto de

investigación.

Tabla 7. Aspectos éticos

2.7. Procedimiento

En este apartado se indicará la secuencia de trabajo mediante un flujograma, en la

que se podrá apreciar las acciones que se realizaran para cumplir con los objetivos

propuestos.

30

2.7.1. Flujograma de procedimientos

Se refiere a la secuencia lógica a seguir para el desarrollo de cada uno de los

objetivos específicos, en los cuales se aplicará los conceptos, análisis y ecuaciones

de ingeniería eléctrica, económica y financiera necesarios.

Figura 19. Flujograma de procedimientos para desarrollar objetivos específicos

Elaborar

31

III. RESULTADOS

3.1. Recolectar especificaciones en función de la capacidad del laboratorio.

3.1.1. Especificaciones en función de las características del laboratorio

Actualmente el Centro de Investigación Tecnológica de la universidad cuenta con

un transformador tipo seco de 320 KVA, el cual es utilizado para abastecer de energía

eléctrica las instalaciones. El promedio de máxima demanda de los 3 últimos meses es

de 50.41 kW equivalente al 20% de la potencia total.

Figura 20. Placa de Transformador Tipo Seco del CIT.

La subestación en la cual se instalará el banco de pruebas para transformadores será

independiente de la subestación principal, de 320 KVA, que alimenta con energía

eléctrica a las diferentes aulas y salas de laboratorio del CIT, tendrá su propio recibo

de energía eléctrica y su propio pliego tarifario.

32

A continuación, se detallan los parámetros requeridos para el dimensionamiento del

banco de pruebas eléctricas. Los siguientes parámetros fueron seleccionados de

acuerdo a las características de la red en MT que abastece de energía al centro de

investigación tecnológica.

• Tensión trifásica de la red MT: 10 kV

• Frecuencia de la red: 60 Hz

• Tensión trifásica en BT: 380 V

• Tensión monofásica en BT: 220 V

• Potencia Aparente Total: 550 KVA

La potencia aparente total fue seleccionada debido a que existe una gran cantidad de

transformadores de distribución menores a 500 KVA, que podrán ser analizados en el

banco de pruebas eléctricas para transformadores del CIT, tomamos como ejemplo el

AMT HDS102 (S.E. HUACA DEL SOL 3MVA 33/10 KV) que pertenece a

Hidrandina, este alimentador tiene 60 subestaciones menores a 500 KVA de 67

instaladas, con potencias que van desde los 15 hasta los 315 KVA.

Ahora detallaremos como se distribuirá la potencia para los servicios académicos e

industriales que brindará la universidad:

Potencia de transformadores para servicio académico:

• Potencia aparente de transformador trifásico principal: 50 KVA

• Potencia aparente de transformadores trifásicos secundarios: 10 KVA

Potencia de transformadores para servicio industrial:

• Potencia aparente de transformador trifásico principal: 500 KVA

• Potencia aparente de transformadores trifásicos secundarios: 100 KVA

3.2. Diseñar distribución de equipos básicos

3.2.1. Diagrama unifilar del banco de prueba eléctricas para transformadores

A continuación, en la figura 22 se puede apreciar el diagrama unifilar diseñado para

el banco de pruebas eléctricas de transformadores, en la que se especifica la

capacidad de los dispositivos que se utilizarán en la instalación.

33

Figura 21. Diagrama Unifilar del banco de pruebas eléctricas para transformadores

3.2.2. Equipos básicos considerados para subestación de pruebas eléctricas.

Transformadores:

Para Servicio Académico:

• Transformador Trifásico Principal Sn = 50 KVA, 10/0.38 kV

• 5 Transformadores Trifásicos Sn = 10 KVA, 0.38/0.22 kV

Para Servicio Industrial:

• Transformador Trifásico Principal Sn = 500 KVA, 10/0.38 kV

• 5 Transformadores Trifásicos Sn = 100 KVA, 0.38/0.22 kV

34

Tableros eléctricos:

• Celda de distribución de Media Tensión.

Servicio interno, académico:

• Tablero de distribución general N°1

• Tablero de compensación del factor de potencia N°1

• Tablero de medición N° 1

Servicio externo, industrial:

• Tablero de distribución general N° 2

• Tablero de compensación del factor de potencia N° 2

• Tablero de medición N° 2

3.3. Dimensionar accesorios en media y baja tensión.

3.3.1. Dimensionamiento y selección de cable trifásico en MT

El cálculo del Sistema de Utilización en M.T. 10 KV cumple con los siguientes

requisitos y normas:

- Código Nacional de Electricidad

- Ley de Concesiones eléctricas Nº 25844 y su Reglamento

- Resolución Directoral No. 018-2002- EM/DGE del 26/09/2002 del MEM

· Sistema de Distribución Primaria Subterráneo

· Tensión de suministro y frecuencia 10KV, 60Hz

· Número de fases Trifásico de 3 conductores

· Tensión de distribución secundaria 230 voltios

Tabla 8. Consideraciones básicas para dimensionamiento de conductor en M.T.

Caída máxima permisible de Tensión 3.5% según el Código Nacional de Electricidad

Factor de potencia 0.9 en atraso

Altitud 100 m.s.n.m.

Potencia de cortocircuito 130 MVA

Tiempo de apertura de protección 0.02 seg

Máxima Demanda 550 KVA

Opción Tarifaria MT3

Modalidad de Facturación Potencia Variable

Corrosión marina Zona de corrosión marina fuerte (franja dentro

de 3 Km. de la Costa)

Tabla 9. Criterios técnicos operativos de la subestación.

35

Cargas eléctricas a alimentar:

Un transformador de 500 KVA, 10/0.38 kV

Un transformador de 50 KVA, 10/0.38 kV

Potencia total de transformadores a alimentar: 550 KVA

3.3.2. Cálculo de corriente para selección de alimentador principal

Se toma como base de cálculo la potencia total instalada en la Subestación: 550

KVA, 10/0.38 KV.

3.3.2.1. Cable de potencia en MT (10KV)

Tipo : N2XSY

Tensión Nominal : 8.7/15 KV

Número de ternas : 1

Calibre : 25 mm2

3.3.2.2. Cálculo de la Corriente Nominal del Sistema

La corriente nominal está determinada por la siguiente expresión:

In =Sn−T

√3 ∗ Un

=550,000VA

√3 ∗ 10,000V= 31.75 A

Dónde:

Sn-T = Potencia nominal 550 KVA

V = Tensión de la red 10 KV

In = Corriente nominal del Sistema, en MT 31.75 A

Fc = Factor de corrección

3.3.2.3. Factores de corrección del suelo

Por profundidad del tendido, Fpt: 0.90

Por resistividad del terreno, Frt: 0.91

Por temperatura del terreno, Ftt: 0.92

Fc = 0.90*0.91*0.92 = 0.75348

36

3.3.2.4. Intensidad de diseño Id:

Id =Id

fc=

31.75

0.7535= 42.14 A

3.3.3. Cálculo de la sección del conductor eléctrico

Considerando que la subestación de pruebas tendrá un alimentador en 10 KV,

independiente, el cálculo de la sección de los cables de energía se efectuará para un

circuito y el resultado será válido considerando que alimenta una Potencia de 550

KVA, correspondiente a la suma de los dos transformadores trifásicos.

Para determinar la sección adecuada del alimentador, en MT; se analiza en la

siguiente secuencia

• Por capacidad de corriente

• Por caída de tensión

• Por cortocircuito.

3.3.3.1. Cálculo por capacidad de corriente

Se ha previsto instalar un circuito de 10 KV para la sub estación de 550

KVA, 10/0.38 KV en un circuito independiente.

Considerando que se tiene una intensidad de diseño de 42.14 A, se elige

del catálogo de conductores en MT, se elige el cable de sección 25 mm2,

tripolar, 8.7/15 KV.

Entonces se tiene los siguientes datos de diseño:

Corriente nominal de diseño = Id = 42.14 A

Cable de alimentación = N2XSY, 8.7/15 KV = 3 – 1x25 mm2

Resistencia a 90 ºC 0.927 Ohm/Km

Reactancia 0.243 Ohm/Km

Longitud 0.13 Km

Potencia de Cortocircuito 130 MVA en 10 KV (Dato Hidrandina)

Duración del cortocircuito 0.02 seg.

37

El cable tipo N2XSY, 8.7/15 KV, 3 – 1x25 mm2 tiene una capacidad de

corriente de 167 A, según Tabla N° 11; enterrado; muy superior a la corriente

nominal de 31.75 A, lo que determina que, por capacidad de corriente, el cable

escogido es el adecuado.

Tabla 10. Parámetros eléctricos de cable N2XSY en M.T. (INDECO, 2019)

3.3.3.2. Cálculo por caída de tensión

Se debe seleccionar el conductor eléctrico teniendo en cuenta que la caída de

tensión máxima admisible es de 3.5% el voltaje nominal en media tensión.

Sección del conductor: 25 mm2

Coeficiente térmico de resistencia a 20 ºC: 3.93x10-3

Resistencia eléctrica a 90 ºC: 0.927 Ohm/Km

Reactancia inductiva: 0.243 Ohm/Km

Temperatura estimada de operación: 70 ºC

Temperatura inicial: 20 °C

Resistencia óhmica del conductor a 70ºC:

Rt(Ω) = R0(1 + 0.00393 ∗ Δt) = 0.727 ∗ (1 + 0.00393 ∗ 50) = 0.87Ω

En la cual, ∆t = tfinal − tinicial = 70 − 25 = 50 °C

R0: resistencia óhmica del conductor a 20 °C

0.00393: Conductividad eléctrica del cobre, 1/°C

Impedancia del conductor, a 70 ºC:

38

Z = √Rt2 + XL

2 = √0.872 + 0.2432 = 0.903Ω

Factor de potencia en conductor:

R/Z = 0.87/0.903 = 0.963

Angulo de desfase en conductor: arcos (0.963) = 15. 63º

Seno del ángulo de desfase: sen15.63 = 0.27

Entonces la caída de tensión está expresada por:

∆V = 1.73 x Id x L x (R cosα + X senα).

Dónde:

∆V = Caída de tensión

L = Longitud del cable = 0.13 Km

Id = Corriente nominal corregida de diseño = 42.14 A

Reemplazando tenemos la caída de tensión máxima en conductor de MT:

ΔV = √3 ∗ 42.14A ∗ 0.130km ∗ (0.87 ∗ 0.963 + 0.243 ∗ 0.27)Ω

km= 8.57 V

Figura 22. Caída de tensión máxima en cable N2YSY en 10kV

Caída máxima de tensión porcentual:

ΔV(%) =∆U

Un=

8.57 V

10000V∗ 100 = 0.0857 %

La caída de tensión máxima admisible es de 3.5 % de la tensión

nominal, es decir de 350 Volts, y el cable de 25 mm2 de sección da una

39

máxima caída de tensión de 8.57 Voltios, muy inferior al máximo permisible,

por lo que el cable escogido es el adecuado.

3.3.3.3. Verificación del conductor por temperatura de operación

Se calcula la temperatura real de operación, 𝑡𝑟 y se compara con la

máxima admisible, de 90°C, de acuerdo con la Tabla 11.

𝑡𝑟 = 𝑡0 + (𝑡𝑚á𝑥 − 𝑡0) ∗ (𝐼𝑜𝑝

𝐼𝑛)

2

Reemplazando:

tr = 30 + (90 − 30) ∗ (42.14

167)

2

= 33.8 °𝐶

Se tiene que la temperatura máxima de operación del cable es de

solamente 33.8 °C, mucho menor que la temperatura máxima admisible,

según fabricante, 90°C. En este caso, el cable cumple la condición de

temperatura en modo holgado.

3.3.3.4. Cálculo por efecto de cortocircuito

Para el cable N2XSY, que es de cobre se tiene la fórmula:

Icc = 13 ∗ S ∗ √Δε

t

Dónde:

Icc = Corriente de corto circuito

S = Sección del conductor = 25 mm2

T = Duración del cortocircuito = 0.02 seg

∆ε = Elevación de temperatura = 150 ºC para cobre

Deduciendo tenemos la expresión de cálculo de la sección transversal mínima

para soportar el fenómeno de corto circuito:

S =Icc

13 ∗ √Δεt

Intensidad de corto circuito, Icc:

Icc =Scc

√3 ∗ U1n=

130′000,000VA

√3 ∗ 10,000V= 7,505.55A

40

Se determina, a continuación; la sección transversal necesaria del

conductor, para resistir a un corto circuito, de 20 mili segundos de duración:

S =7,505.55A

13 ∗ √1500.02

= 6.66mm2

El cable seleccionado cumple al requerimiento de corto circuito. La sección

del cable necesaria para soportar un corto circuito es de 6.67 mm2, y el calibre

seleccionado es de 25 mm2.

3.3.4. Selección de terminales para cable N2XSY

Elegimos los terminales indicando el tipo de uso interior o exterior, este cable estará

conectado a la barra en una celda de distribución, por lo tanto, es de uso interior.

Tabla 11. Terminaciones QT-III Contráctiles en frío uso interior. (3M, 2019)

Entonces seleccionamos terminal tipo interior de clase 1, del tipo premoldeado

contraíble en frío, para cable tripolar N2XSY 3 -1 x 25 mm2, marca 3M, modelo

QT-III 7622-T-110.

3.3.5. Cálculos mecánicos de la Subestación

Se analizan los esfuerzos electrodinámicos a que están exigidas las barras y

aisladores de las Celdas de Media Tensión, 10 KV.

Información preliminar:

Potencia instalada = Pi = 550 KVA

Potencia de cortocircuito máxima = Pcc = 130 MVA

Corriente de cortocircuito = Icc = 7.505 kA

41

3.3.5.1. Determinación de los efectos electrodinámicos.

Los efectos electrodinámicos se determinan por la corriente de choque

de cortocircuito:

Corriente de choque, Ich

Ich = √2 ∗ 1.8 ∗ Icc

Reemplazando:

Ich = √2 ∗ 1.8 ∗ 7.505 = 19.105kA

Efectos electrodinámicos:

Las barras de cobre para los circuitos de Media Tensión son de 5 x 40

mm de sección.

La distancia entre soportes de aisladores es de L = 1.00 m

Se tiene la expresión:

F(kg) = 2.04 ∗ Ich2 ∗

L

d

F = Fuerza en Kg sobre las barras.

Ich = Corriente de choque = 19.105 kA

L = Longitud entre apoyos = 1.00 m

d = Separación entre barras = 25 cm

Entonces:

F(kg) = 2.04 ∗ 19.1052 ∗1

25= 29.784 kgf

Para el presente caso, se utilizarán aisladores portabarra clase A (DIN

48100) que soportan 375 Kg-f de esfuerzo en la cabeza del aislador y que

cumple ampliamente con los requerimientos solicitados.

Determinación de la flexión de trabajo (FT):

a). - Momento flector máximo (Mf-max)

Mf−m áx: F ∗L

d

Reemplazando:

= 29.784kgf ∗100cm

8= 372.3kgf − cm

42

b). - Momento resistente en la barra (Wr)

Wr =h ∗ b2

6

Reemplazando:

Wr =0.5cm ∗ 42cm2

6= 1.334cm3

Siendo:

h barra = 5 mm = 0.5 cm

b = 40 mm = 4 cm

c). - Esfuerzo de flexión de trabajo (Eft)

σf =Mf

Wr

=372.3kgf − cm

1.334cm3= 279.10

kgf

cm2

El cobre soporta 1200 Kgf/cm2, muy superior al requerimiento, y por lo

tanto es satisfactorio.

Figura 23. Barra de cobre para M.T. en 10 kV

3.3.6. Cálculo de resonancia

Si la frecuencia natural (fn) y la frecuencia en las barras se encuentran muy cerca

del +/- 10% de la frecuencia de la red eléctrica o de un múltiplo natural de ella, se

produce el fenómeno de resonancia.

Condición para evitar resonancia, Hz:

54 < fn <66, 108< fn <132 Hz.

43

Frecuencia natural de la barra:

Fn(Hz) =112 (

EJG ) ∗ 0.5

L2

L = Longitud de la barra entre apoyos = 100 cm

E = Módulo de elasticidad = 1.25 x (10)6 Kg/cm²

J = Momento de inercia = 2.66 (cm)4

G = Peso de la barra = 0.0223 Kg/cm

Fn = frecuencia natural de oscilación de la barra.

Cálculo del momento de inercia de la barra (J):

J(cm4) =h ∗ b3

12=

0.5 ∗ 43

12= 2.66

Entonces:

Fn(Hz) =112 (

EJG ) ∗ 0.5

L2

Reemplazando y operando:

=112 ∗ (

1.25 ∗ 106 ∗ 2.660.0223

) ∗ 0.5

1002= 136.15

Se encuentra fuera de los rangos <54, 66> y <108, 132>, entonces soporta los

requerimientos.

3.3.7. Cálculo por elevación de temperatura de la barra

El incremento de temperatura de la barra está dado por:

ΔT(ºC) =k ∗ Icc

2 ∗ (t + Δt)

A2

K = Constante del cobre = 0.0058

A = Sección de la barra = 200 mm2

Icc = Corriente de cortocircuito = 7505 A

t = Tiempo de apertura del dispositivo de protección = 0.02 seg.

44

3.3.7.1. Incremento de tiempo de protección (∆t):

Δt(s) = (Ich

Icc)

2

∗ tb

Ich = Corriente de choque = 19105 A

tb = Valor cortocircuito bipolar = 0.6

Entonces:

Δt(s) = (19105

7505)

2

∗ 0.6 = 3.88s

Resulta:

ΔT =k ∗ Icc

2 ∗ (t + Δt)

A2=

0.0058 ∗ 75052 ∗ (0.02 + 3.88)

2002= 31.85°C

Considerando que la temperatura de trabajo antes de la falla era de 60

ºC, entonces la temperatura final al mitigarse la falla será:

Tfinal = 60 ºC + 31.85 ºC = 91.85 ºC, mucho menor que los 200 ºC que

soporta el cobre (Norma VDE). Y por lo tanto se cumple el requerimiento.

3.3.8. Selección de transformadores y motores para pruebas eléctricas.

a) Transformador de distribución para pruebas industriales, 10/0.38 kV

• Potencia nominal : 500 KVA

• Tensión : 10 / 0.38 KV

• Corriente : 28.87 / 759.67 A

• Frecuencia : 60 Hz

• Regulación : +/- 2.5 %, +/- 5 % manual en vacío.

• Grupo de Conexión : Dyn5

• Numero de Fases : 3

• Numero de Terminales

o Lado Primario : 3

o Lado Secundario : 4

• Tensión de cortocircuito : 4.9 %

• Pérdida nominal en el cobre : 5.5 kW

• Pérdida nominal en el hierro : 2.95 kW

• Ejecución : Interior

45

• Tensión máxima de servicio : 17.5 KV

• Tensión de impulso : 95 KV p.

• Tensión de prueba 60 HZ, 1 min : 34 KV

• Montaje : Interior

• Altura sobre nivel del mar : 1000 msnm

• Sobre temperatura con carga continua arrollamiento: 65°C

• Temperatura de ambiente máxima : 40 °C

• Capacidad de sobrecarga : Según norma IEC-354

• Dimensiones: 2.5 m altura x 2.15 m de ancho x1.60 m de profundidad.

Figura 24. Transformador Trifásico Tipo Seco (Promelsa, 2019)

b) Transformador de distribución para ensayos académicos

• Tipo : Seco


• Tensión : 10 / 0.38 KV

• Corriente : 2.89 / 75.98 A


• Regulación : +/- 2.5 %, +/- 5 % Manual en vacío

• Grupo de Conexión : Dyn5

• Numero de Fases : 3

• Numero de Terminales

o Lado Primario : 3

46

o Lado Secundario : 4


• Pérdida nominal en el cobre : 2.95 kW

• Pérdida nominal en el hierro : 0.94 kW

• Ejecución : Interior

• Tensión máxima de servicio : 17.5 KV

• Tensión de impulso : 95 KV p.

• Tensión de prueba 60 HZ, 1 min. : 34 KV





• Dimensiones: 2.5 m altura x 2.15 m de ancho x 1.60 m de profundidad.

:

c) Transformadores trifásicos para ensayos académicos

• Tensión de entrada : 380 V

• Tensión de salida : 220 V



• Bornes de entrada : 3

• Bornes de salida : 3

• Número de transformadores : 5





• Capacidad de sobrecarga : Según norma IEC-354


• Pérdida nominal en el cobre :1.55 kW

• Pérdida nominal en el Hierro : 0.34 kW

d) Motores eléctricos trifásicos

Para realizar las pruebas con carga, se seleccionan 5 motores de 5 kW, 380 V y

cinco de 25 kW cada uno.

Características de motores trifásicos para transformador de 50 KVA:

47

• Potencia nominal: 5 kW

• Factor de potencia: 0.85

• Tensión nominal: 380 V

• Intensidad nominal: 8.96 A

• Protección: IP5

• Frecuencia: 60 Hz

• Deslizamiento a plena carga: 2.2 %

• Numero de polos: 4

• Velocidad de rotación a plena carga: 1764 rpm

Características de motores trifásicos para transformador de 500 KVA:

• Potencia nominal: 25 kW

• Factor de potencia: 0.86

• Tensión nominal: 380 V

• Intensidad nominal: 44.68 A

• Protección: IP5

• Frecuencia: 60 Hz

• Deslizamiento a plena carga: 2 %

• Numero de polos: 4

• Velocidad de rotación a plena carga: 1764 rpm

3.3.9. Cálculo del sistema ventilación en subestación para banco de pruebas

Teniendo en cuenta que al momento de realizar las pruebas eléctricas se tendrá una

perdida en forma de calor, se realiza el dimensionamiento del sistema de ventilación

para la subestación.

Potencia nominal aparente de transformadores trifásicos: 550 KVA

Factor de potencia: 0.86

Potencia activa útil nominal:

Pmax = 550 ∗ 0.86 = 473 kW

Rendimiento del transformador: 97%

Potencia absorbida por transformador:

48

Pabs−max =Pmáx

ηmax=

473

0.97= 487.63 kW

Pérdidas de potencia en transformador:

Pperdida−Transf = 487.63 − 473 = 14.63 kW

Esta pérdida de potencia activa se convierte en calor y calienta el medio

ambiente de la subestación, debiendo ser evacuada por el sistema de ventilación

forzado.

Calor perdido en conductores:

Qp−cond = (1 − ηcond) ∗ Pmáx

Reemplazando:

Qp−cond = (1 − 0.985) ∗ 487.63 = 7.31 kw

Siendo 98.5% el rendimiento de diseño de los conductores.

3.3.9.1. Calor recibido desde el medio ambiente:

Se refiere al flujo térmico que se recibe durante las horas de sol en verano,

por las paredes de la sub estación

Qrecib−∞ = h∞→p ∗ St ∗ (t∞ − tint) = 4.06 kW

St = superficie lateral de la subestación: 2*10*3.15 = 63 m2

h∞→p: Coeficiente de pérdida de calor por convección desde medio ambiente

a pared de subestación:

h∞→p: 9.6 + 6.96 ∗ √U∞ = 9.6 + 6.96 ∗ √5.2 = 26 w

m2∗°C

Qrecib−∞ = 26 w

°C ∗ m2∗ 63m2 ∗ (34 − 30)°C ∗ 10−3 = 6.552 kW

Calor total a ser evacuado de sub estación:

Qt = Qp-tranf + Qp-cond +Qrec-∞ = 14.63 + 7.31 + 6.552 = 28.5 kw

Se redondea, por seguridad, a Qt = 30 kW

49

Este es el flujo térmico de cálculo, con el cual se dimensionará el sistema de

ventilación.

3.3.9.2. Cálculo del ventilador:

Balance de energía térmica en sub estación:

Calor total en sub estación = calor total evacuado por el aire de ventilación forzada.

30 kw = ma ∗ cp ∗ (ta2 − ta1) =

Ta2: temperatura inicial del aire en subestación : 28 °C

Ta1: temperatura final del aire en sub estación : 32°C

Cp del aire húmedo, 30 °C y 75 % humedad relativa: 1.167 kJ/(kg*°C)

Flujo de aire necesario para ventilación de la sub estación de equipos críticos:

ma =30

kJs

1.183 kJ

kg ∗ °C∗ (32 − 28)

= 6.34kg

s

Flujo volumétrico del aire para ventilar la subestación:

V =ma

ρ=

6.34 kg/s

1.183 kgm3

= 5.36 m3

s= 19296

m3

h

Por seguridad, se redondea hasta Vn = 20,000 m3/h

De la Tabla 12, se elige ventilador CBX4747, con capacidad de 23,500 m3/h

Diferencia de presión total necesaria del aire de ventilación:

Será un sistema de baja presión. pt = 45 mm columna de agua = 450 Pascal

3.3.9.3. Cálculo de potencia en eje del ventilador:

Peje−vent[kw] =V (

m3

s) ∗ ∆pt (

Nm2)

ηvent ∗ 1000

Siendo pt = diferencia total de presión, en Pascal

Reemplazando:

Peje−vent[kw] =4.167 (

m3

s) ∗ 450 (

Nm2)

0.67 ∗ 1000= 2.80 kW

Se considera un factor de servicio de 1.20

Pn−ME[kw] =Peje−vent

ηmec

Reemplazando:

Pn−ME[kw] =2.8 ∗ 1.20

0.96= 3.5 kW

Con la potencia obtenida podremos seleccionar el motor eléctrico, antes describiremos

brevemente las características del ventilador centrífugo CBX.

Ventilador:

• Cubierta de chapa de acero galvanizado.

• Turbina con álabes hacia delante.

• Rodamientos reforzados con amortiguadores de goma.

Motor:

• Motores de alta eficiencia IE3 con potencias a partir de 0.75 kW.

• Eje libre con rodajes de bolas y engrase frecuente en ambos lados.

• Temperatura máxima de aire a transportar: -20°C +80°C

Figura 25. Ventilador centrífugo tipo CBX (Sodeca, 2019)

Potencia nominal del motor eléctrico:

50

51

Tabla 12. Características de ventilador centrífugo para subestación.

Figura 26. Dimensiones de Ventilador CBX

Tabla 13. Dimensiones de Ventilador Centrífugo CBX

Curvas Características:

Q = Caudal en m3/h, m3/s y cfm.

Pe = Presión estática en mmH2O.

Pa = Presión en pulgadas columna de agua.

A continuación, se muestra las características técnicas del ventilador centrífugo CBX:

52

Figura 27. Diagramas característicos de ventiladores para subestaciones. (Sodeca, 2019)

Ahora seleccionamos motor de 7.5 HP, que sería instalado con transmisión por fajas

trapezoidales. En la tabla 14 se muestra los datos técnicos del motor seleccionado.

W22 - IE2 High Efficiency - 60 Hz

Tabla 14. Características técnicas de motores de alta eficiencia. (WEG, 2019)

La distribución de los ventiladores centrífugos en el banco de pruebas eléctricas para

transformadores sería de la siguiente manera:

53

Figura 28. Sistema de ventilación forzada para el banco de pruebas eléctricas.

3.3.10. Dimensionamiento del banco de condensadores

Con el correcto dimensionamiento del banco de condensadores buscaremos

aumentar el factor de potencia desde 0.82 hasta 0.99, para mejorar la eficiencia del

sistema. Se hará el cálculo para valores nominales.

Factor de potencia corregido: cos2 = 0.99

Angulo de fase, después de la compensación individual:

φ2 = arcoseno0.99 = 8.11 º

Potencia activa absorbida por transformador de 500 KVA:

Se mantiene constante = 0.82*500 = 410 kW

54

Potencia reactiva absorbida por sistema, luego de la compensación:

Q2 = Pabs ∗ tanφ2

Q2 = 410 kw ∗ tan8.11º = 58.43 kvar

Potencia aparente absorbida por sistema, luego de la compensación:

S2 =Pabs

cosφ2

S2 =410 kw

0.99= 414.14 KVA

Figura 29. Triangulo de potencias para el banco de pruebas eléctricas

3.3.10.1. Cálculo de potencia del banco de condensadores trifásico (Qc)

Obtenemos la potencia del banco de condensadores restando la potencia reactiva

sin compensación del sistema menos la potencia reactiva compensada.

Qc = Qabs1 − Qabs2

En la cual:

Qabs1 = Potencia reactiva inductiva absorbida, sin compensación del factor de

potencia, Qabs1 = 410*tan 34.91° = 286.18 kVAR, 34.91 es el ángulo de desfase

inicial, para factor de potencia igual a 0.82

Qabs2 = Potencia reactiva inductiva absorbida con compensación individual del

factor de potencia

55

Qc = Potencia reactiva del banco de condensadores trifásicos, para compensación

individual del factor de potencia

Qc = 286.18 − 58.43 = 227.75 kVAR

Potencia disponible: 25 kVAR

Número de condensadores: 227.5/25 = 9

Potencia por fase del banco de condensadores:

Qc-f = Qc/3 = 25/3 = 8.34 kVAR = 8340 VAR

3.3.10.2. Capacidad de condensador por fase, Cf

Calculamos la capacidad del condensador por fase de la siguiente manera:

Cf = Qc−f

Uf2 ∗ 2π ∗ f

∗ 10−3(μF)

En la cual:

Qc-f = Potencia por fase del condensador.

Uf = Tensión de fase del condensador = Ulínea (Conexión en estrella) = 220 V

f = frecuencia de la red eléctrica = 60 Hz

Cf = 8340 VAR

2202 ∗ 2π ∗ 60∗ 10−3 = 4.57 ∗ 10−3F = 457 μF

De acuerdo a catálogo de condensadores trifásicos de la marca Promelsa, se elige:

Condensador código: POL46200SK

Potencia nominal reactiva: 25 kVAR

Características técnicas

• Tensión Nominal......... 230... 690V

• Frecuencia.................. 50/60 Hz

• Dieléctrico..................... Polipropileno

• Nivel de aislamiento…. 3/- kV

• Perdidas dieléctricas...... < 0.2 W/kVAR

• Pérdidas totales............... < 0.4 W/kVAR

• Resistencia de descarga... Integradas

• Sobretensión máx............... 1.1 Un

• Sobreintensidad máx........... 1.3 In

• Tolerancia de potencia........ - 5 / + 10 %

• Gama climática.................... - 40 / D

Figura 30. Condensador

Tubular Trifásico.

(PROMELSA, 2019)

56

• Conexión............................... Regleta

• Protección.............................. IP20 (con caperuza) IP54

• Normas................................... IEC 60831, EN 60831

3.4. Dimensionamiento y selección de dispositivos de maniobra y protección

3.4.1. Interruptor de potencia 24 kV

Seleccionamos interruptor de potencia marca Heag, en base a la tensión y corriente

nominal, la corriente de cortocircuito y la corriente de choque. Los interruptores de

potencia que comúnmente encontramos en el mercado peruano son los de 630 A de

corriente nominal, de acuerdo a ese criterio seleccionamos este interruptor, a

continuación, indicaremos las características técnicas de este dispositivo de

protección:

• Es utilizado para líneas áreas de media tensión, con medio de extinción de

arco eléctrico en botellas de vacío.

• Interrupción automática tripolar accionado por relé de protección ubicado en

tablero de control.

• Cuenta con transformadores de corriente para protección y medición 400/5A.

• Seccionador acoplado a interruptor como respaldo de visibilidad a la hora de

distinguir la posición de abierto o cerrado de los contactos.

• Tablero de control con relé de protección con funciones de sobre corriente

temporizadas e instantáneas.

Figura 31. Interruptor de potencia 24 kV (Marca Heag)

57

Tabla 15. Características técnicas de interruptor de potencia 24 kV, marca Heag (PROMELSA, 2016)

58

Figura 32. Vista de montaje en poste de interruptor de potencia. (PROMELSA, 2016)

Figura 33. Vista de montaje en campo de interruptor de potencia. (HEAG, 2019)

59

3.4.2. Seccionador tripolar de vacío

Seleccionamos interruptor tripolar de vacío para realizar maniobras de

mantenimiento u operación. Con este dispositivo podremos aislar el circuito de

forma visible.

Figura 34. Seccionador de vacío marca SILE. (SILE , 2013)

Tabla 16. Tabla para selección de seccionador de vacío. (SILE , 2013)

Seleccionamos un Seccionador Tripolar de vacío marca SILE modelo SILE-12, In

= 400 A, Un = 12kV Icc = 16kA Ich = 40kA

3.4.3. Interruptor automático VL160N

Para seleccionar el interruptor calculamos la corriente nominal en baja tensión.

Intensidad nominal en BT

I1n = 500 000 VA / (1.732*380 V) = 760 A

60

Se busca en catálogo correspondiente y se encuentra el inmediato superior,

normalizado: 1000 A, trifásico, tres polos, 60 Hz

Intensidad de corto circuito, Icc:

Icc = (100/Xcc) *I1n = 100/2.6 *760 = 29,230.7 A = 29.23 kA

Con estos datos seleccionamos interruptor automático VL160N 40kA 3 polos

750-1500A con tornillo marca Siemens.

Figura 35. Interruptor automático VL160N 40kA 3 polos 750-1500A. (SIEMENS, 2019)

Interruptor automático VL160N con poder de corte estándar Icu = 55 kA, 415 VAC

3 polos, combinación de arranque disparador de sobreintensidad magnético In=100

A, intensidad nominal II=750...1500 A, protección de cortocircuito con conexión

de tornillo sin disparador auxiliar sin interruptor auxiliar de alarma.

3.4.4. Sistema de puesta a tierra

Se calculará el sistema de puesta a tierra teniendo en cuenta el código nacional de

electricidad. Consideramos datos referenciales para hacer el dimensionamiento, ya

que no se realizado un estudio de resistividad del suelo para determinar este valor.

Para obtener una resistencia menor a 20 se vio conveniente instalar un sistema

de puesta a tierra en forma de malla.

3.4.4.1. Cálculo de puesta a tierra:

Datos: R ≤ 20

Diámetro del electrodo:20 mm→radio del electrodo, r = 0.010 m

Longitud del electrodo: 2.5 m

Resistividad del suelo: 90 -m

61

Figura 36. Dimensiones de varilla de cobre para SPT.

Resistencia a tierra:

R =ρe

2π ∗ L∗ Ln

2 ∗ L

a

R =90

2π ∗ 2.5∗ Ln

2 ∗ 2.5

0.010= 35.606Ω

Entonces para disminuir esta resistencia, el sistema de puesta a tierra del

banco de pruebas eléctricas para transformadores estará conformado por

electrodos verticales que estarán conectados por conductores instalados

horizontalmente formando una malla. Esta malla nos ayudara a dispersar

mucho mejor la corriente de falla a comparación de un electrodo simple.

Utilizamos el método aproximado de Laurent y Nieman para calcular la

resistencia de la malla.

Figura 37. Dimensiones del sistema de puesta a tierra.

62

Con las dimensiones del SPT propuesto calcularemos la resistencia de la

malla.

R =ρe

4 ∗ r+

ρe

L

• r: (A/)1/2 Radio medio de la malla (m) = 3.39

• R: Resistencia de la malla (Ohm)

• L: Longitud del conductor de la malla (m) = 26 m

• : Resistividad equivalente del terreno (Ohm - m) = 100 -m

Reemplazando en la ecuación de resistencia de la malla a tierra:

R =100

4 ∗ √9 ∗ 4𝜋

+100

26= 11.23

En la cual, radio medio de la malla:

r(𝑚) = √A

π= √

𝑏 ∗ ℎ

𝜋

b: base de la malla = 4 m

h: largo de la malla = 9 m

3.5. Selección de equipos de control y medición.

3.5.1. Megóhmetro electrónico de alta tensión (10 kV)

Seleccionamos megóhmetro electrónico de alta tensión MI-10KVe marca

Megabras, para realizar la prueba de aislamiento a los transformadores de

distribución, en esta prueba mediremos el nivel de aislamiento de los devanados.

Este equipo cuenta con un alcance de medición de hasta 2TΩ y 4 tensiones de

prueba (1 kV, 2 kV, 5 kV y 10 kV).

Figura 38. Megóhmetro electrónico de alta tensión Mi10KVe (MEGABRAS, 2018)

63

Tabla 17. Especificaciones técnicas de Megóhmetro de alta tensión MI10KVe (MEGABRAS, 2018)

3.5.2. Variac Trifásico (0 – 2kV)

Para realizar las pruebas de vacío, corto circuito y tensión aplicada necesitaremos

una fuente de tensión regulable a la frecuencia de trabajo del transformador, por lo

tanto, necesitaremos un Variac Trifásico de la capacidad de cada transformador en

prueba, teniendo la máxima potencia de 500 KVA, con un rango de tensión que

puede ser de 0 a 2000 V, esto de acuerdo a la tensión necesaria para producir la

corriente nominal cuando se tiene al transformador en prueba cortocircuitado.

64

Figura 39. Variac Trifásico 500KVA 0 - 2kV (NEW LINE, 2019)

Voltaje de entrada 120V, 220V, 380V, 440V.

Rango de Voltajes Secundarios 0 – 2000 V

Precisión de Voltaje para Variacs

Estándar 1.3 V

Capacidad de carga al 100 % En cualquier posición del rango de

voltaje

Rigidez dieléctrica >23 kV

Eficiencia promedio 99 %

Capacidad de sobrecarga Hasta 500% (por 10s)

Distorsión Armónica 0%

Frecuencia 60 Hz

Temperatura de trabajo 0 – 35 °C

Tiempo de respuesta <3 ms

Tiempo de vida Superior a 25 años

Tipo de fabricación Industrial

Ruido audible 9 Db a 1m

Ajuste de voltaje

• Operación manual vía manivela

• Operación automática con botonera

• Operación vía PC/PLC

Tabla 18. Especificaciones técnicas de Variac Trifásico. (NEW LINE, 2019)

65

3.5.3. Ratiómetro (Medidor de relación de transformación DTR 8510)

El presente instrumento de medición nos permitirá conocer la relación de

transformación, polaridad, corriente de excitación, la diferencia respecto a la

relación de transformación indicada en la placa de identificación en porcentaje,

estos son parámetros útiles para diagnosticar y prevenir defectos que se pueden

producir en transformadores de potencia, de tensión y de corriente. Además,

durante cada prueba el DTR verifica automáticamente inversión de cables H/X,

continuidad de los devanados y condiciones de cortocircuito.

Figura 40. Medidor de relación de transformación - Ratiómetro DTR 8510 (AEMC, 2019)

3.5.4. Micro ohmímetro digital portátil

Seleccionamos micro ohmímetro MPK204e portátil de hasta 200 A marca

Megabras para medir la resistencia óhmica de los devanados del transformador de

distribución. Este equipo nos permitirá medir resistencias muy bajas con corrientes

de prueba desde 1 mA a 200 A, con un rango de medición de 0.1 µ hasta 200 .

Figura 41. Micro ohmímetro MPK204e (MEGABRAS, 2019)

66

3.5.5. Analizador de redes trifásico portátil

Consideramos un analizador de calidad de energía portátil y práctico para medir

valores eficaces (rms) de corriente y voltaje, potencia activa, reactiva y aparente,

factor de potencia, con un rango bastante aceptable de medición, desde 0.1 a 1200

A en corriente, captura de datos con opción de programación, memoria SD y

software de análisis y visualización de datos. En este caso será de mucha utilidad

para medir las pérdidas de potencia en el hierro y el cobre del transformador.

Figura 42. Analizador de redes trifásico portátil.

Tabla 19. Especificaciones técnicas de analizador de redes

67

3.6. Diseño de procedimientos y protocolo de pruebas para transformadores

3.6.1. Procedimientos para pruebas a transformador de distribución

Las siguientes indicaciones están en base a las normas ITINTEC NTP 370.002 e

IEC 60076 y se tomarán en cuenta para realizar las pruebas de rutina a los

transformadores de distribución en el banco de pruebas eléctricas del centro de

investigación tecnológica de la universidad ubicada en Moche.

3.6.1.1. Prueba de aislamiento

Nos servirá para conocer la resistencia de aislamiento de los devanados con

respecto a tierra o entre sí mismos, con esta medida podremos determinar la

cantidad de humedad e impurezas que contienen los aislamientos del

transformador. A continuación, se indica el diagrama y las conexiones que se

deben realizar para esta prueba:

• Devanado de A.T. y tierra

• Devanado de B.T. y tierra

• Devanado de A.T. y Devanado de B.T.

Figura 43. Conexión de megóhmetro para prueba entre devanado de A.T. y Tierra

68

Figura 44. Conexión de megóhmetro para prueba entre devanado de B.T. y Tierra

Figura 45. Conexión de megóhmetro para prueba entre devanado de A.T. y B.T.

69

3.6.1.2. Prueba de relación de transformación y determinación del grupo de

conexión

Entonces con ayuda del Ratiómetro DTR 8510 podremos determinar la

relación de transformación en base al grupo de conexión del transformador. En

las siguientes imágenes podremos apreciar algunas conexiones para determinar

la relación de transformación.

Figura 46. Conexión de Ratiómetro para transformador monofásico

Figura 47. Conexión de Ratiómetro para transformador trifásico

70

Tabla 20. Tabla de conexión de Ratiómetro y cálculo de relación de transformación. (AEMC, 2019)

3.6.1.3. Prueba de vacío

Se busca determinar las pérdidas en el hierro del transformador.

71

Figura 48. Diagrama multifilar para prueba en vacío de transformador trifásico.

Figura 49. Conexión de instrumentos de medición para prueba en vacío.

72

Figura 50. Circuito equivalente de transformador para prueba de vacío

Caracterización de parámetros del transformador:

Potencia en vacío

P =3 (V0)2

Rfe

(𝑤)

En el cual:

• Vo: voltaje nominal en bobina primaria del transformador, V

• Rfe: Resistencia en vacío, Ω

Despejando, se obtiene el valor de la resistencia óhmica en vacío, midiendo

el voltaje y la potencia en vacío

Rfe =3(V0)2

P

Figura 51. Diagrama fasorial de transformador

Intensidad en vacío:

Ife =V0

Rfe

73

Intensidad de magnetización, Im:

Im = √(I0)2 − (Ife)2

Despejando, se obtiene la reactancia de magnetización

Xm =V0

Im

Para las pérdidas en vacío se tiene una tolerancia del +15% y para las pérdidas

totales, es decir Pfe + Pcu es de +10% según norma IEC60076.

3.6.1.4. Prueba de corto circuito

El ensayo de cortocircuito se realiza en el primario del transformador y en

condiciones nominales.

Figura 52. Conexión de instrumentos de medición para prueba de corto circuito.

Figura 53. Circuito equivalente de transformador en prueba de corto circuito.

Intensidad de línea promedio, en corto circuito, I-línea

Ilinea = IccA + IccB + IccA

3

74

Potencia perdida en corto circuito, Pcc (W)

Pcc = 3(Icc)2Rcc

Resistencia de corto circuito:

Rcc = Pcc

3(Icc)2

Impedancia de corto circuito, lado de bobina primaria

Zcc = Vcc

Icc

Figura 54. Triángulo de potencias en prueba de corto circuito

Inductancia de corto circuito:

Xcc = √(Zcc)2 − (Rcc)2

3.6.1.5. Cálculo de la resistencia y reactancia de cortocircuito

De acuerdo con las siguientes ecuaciones obtendremos la resistencia y

reactancia de corto circuito.

𝑅𝑐𝑐 = 𝑅1 + 𝑅′2

𝑅1 = 𝑅′2 =𝑅𝑐𝑐

2

𝑅2 =𝑅′2

𝑎2

𝑋𝑐𝑐 = 𝑋1 + 𝑋′2

𝑋1 = 𝑋′2 =𝑋𝑐𝑐

2

75

𝑋2 =𝑋′2

𝑎2

a) Intensidad nominal referida al lado de alta tensión del transformador, I1n

(A)

I1n =Sn

√3 ∗ U1n

• Sn: Potencia aparente nominal del transformador, VA

• U1n: Tensión nominal, lado de alta tensión del transformador, V

b) Potencia perdida en cortocircuito, Pcc (W)

Pcc(w) = 3 ∗ Rcc ∗ Icc2 ⇒ Rcc(Ω) =

Pcc

3 ∗ Icc2

• Rcc: resistencia óhmica de corto circuito, Ω

• Icc: Intensidad de corto circuito

c) Reactancia de cortocircuito del transformador referida al lado de baja

tensión (secundario).

xcc(Ω) = Rcc ∗ tg(φcc

)

d) Relación de transformación del transformador

rt =U1n

U2n

• U1n: Tensión el primario, lado alta tensión, V

• U2n: Tensión del secundario, lado baja tensión, V

3.6.1.6. Tensión de cortocircuito (Lado de alta tensión)

Del ensayo de cortocircuito se obtiene la tensión de cortocircuito referida al

lado de alta tensión:

Ucc =Pcc(w)

√3 ∗ Icc(A) ∗ cos(φcc

)(V)

• Pcc (Potencia de cortocircuito), (W)

• Icc: Intensidad del ensayo de corto circuito (A)

76

• Cos cc: Factor de potencia en ensayo de corto circuito (-)

3.6.1.7. Tensión de corto circuito (Lado de baja tensión)

Con la relación de transformación, se calcula su valor referido al lado de baja

tensión, es decir:

Ucc′′ =

Ucc

a (V)

Tensión relativa de corto circuito, lado de alta tensión:

εcc =Ucc

′′

U2n∗ 100 (%)

Índice de carga del transformador

α =I2

I2n

I2: Intensidad de operación, lado de baja tensión, A

I2n: Intensidad nominal, lado de baja tensión del transformador, A

I2n =Sn

√3 ∗ U2n

Tensión relativa de corto circuito, lado de baja tensión, regulación:

εc = α ∗ εcc ∗ cos(φcc

− φ2

) , ⇒ φcc

= a cos(φcc

)

cos φ2

⇒ φ2

= a cos φ2

Se parte de la ecuación de regulación del transformador, c

εc =U2n − U2

U2n∗ 100 ⇒ U2 = (1 −

εc(%)

100) ∗ U2n

3.6.1.8. Rendimiento en operación del transformador

Expresa el valor de la potencia activa útil aprovechable en relación a la

potencia activa absorbida por el transformador.

ηTr−oper =Pu

Pu + PFe + PCu−oper

77

Siendo Pu: Potencia útil del transformador

Pu(𝑤) = √3 ∗ U2n ∗ I2 ∗ Cosφ2 = αoper ∗ Sn ∗ I2 ∗ Cosφ2

Reemplazando se obtiene la ecuación del transformador, en operación

η =α ∗ Sn ∗ cos φ

2

α ∗ Sn ∗ cos φ2

+ PFe + α2 ∗ PnCu∗ 100

3.6.1.9. Índice de carga óptimo

Se utiliza el índice de carga para obtener el rendimiento MÁXIMO del

transformador. La fracción de carga para la que se produce el rendimiento

máximo es aquella para la cual, las pérdidas en los bobinados (pérdidas por

efecto Joule) se igualan a las pérdidas en el hierro:

PFe = α2 ∗ Pn−Cu2

Es decir:

αopt = √PFe

Pn−Cu

3.6.1.10. Rendimiento máximo del transformador

Este valor se obtiene cuando se utiliza el índice de carga óptimo, opt.

Podemos encontrar este valor con la siguiente ecuación:

ηMáx =αopt ∗ Sn ∗ cos φ

2

αopt ∗ Sn ∗ cos φ2

+ PFe + αopt2 ∗ PnCu

∗ 100

3.6.2. Diseño de protocolo de pruebas para transformadores de distribución

Se diseñó un protocolo de pruebas para transformadores de distribución, que podrán

ser sometidos a las pruebas de rutina según la norma IEC 60076, entonces este

protocolo servirá como modelo tanto para el servicio académico destinado hacia los

alumnos y profesionales del área, como también para dar servicio de mantenimiento

a las empresas del sector industrial.

78

PROTOCOLO DE PRUEBAS ELÉCTRICAS PARA TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN

DATOS INFORMATIVOS PRACTICA N°

DOCENTE RESPONSABLE

SUPERVISOR

DE ÁREA

N° PARTICIPANTES

DURACIÓN FECHA

DATOS DE PLACA DEL TRANSFORMADOR

MARCA POTENCIA ACEITE

MODELO FASES Tcc % a 75°C

N° SERIE VOLTAJE REFRIGERACIÓN

AÑO CORRIENTE PESO

NORMA CONEXIÓN NIVEL AISL INT

FRECUENCIA ALTITUD NIVEL AISL EXT

PRUEBA DE AISLAMIENTO

CONEXIÓN VOLTAJE APLICADO (VDC) RESISTENCIA ()

DEVANADO A.T. vs MASA 10000

DEVANADO B.T. vs MASA 1000

DEVANADO A.T. vs B.T. 10000

PRUEBA DE VACÍO

CORRIENTE LECTURA POTENCIA ANALIZADOR DE REDES

R S T W1 W2 W3

VOLTAJE 1 VOLTAJE 2 PERDIDAS EN HIERRO

PRUEBA DE CORTO CIRCUITO

VOLTAJE CORRIENTE

LECTURA POTENCIA ANALIZADOR DE REDES

PERDIDAS EN COBRE TENSIÓN DE CORTOCIRCUITO

16 °C 75°C 16 °C 75°C

RESULTADOS

PERDIDAS EN HIERRO PERDIDAS EN COBRE PERDIDAS TOTALES

INSTRUMENTOS Y EPPS

OBSERVACIONES

CONCLUSIONES

Tabla 21. Protocolo de pruebas eléctricas para transformadores de distribución

79

3.7. Análisis económico

3.7.1. Inversiones

A continuación, indicaremos la inversión necesaria para poder ejecutar el proyecto

de banco de pruebas eléctricas para caracterizar parámetros de transformadores de

distribución:

3.7.1.1. Materiales

Transformador trifásico 500 KVA 40,000

Transformador trifásico 50 KVA: 4,500

Celdas de transformación 750

Celda de compensación 350

Celda de llegada, en MT 500

Celda de distribución 500

Cable N2YSY 3 x 25 mm2, 130 m 2,600

Cable THW 3 x 20 mm2, 50 m 3,000

Sistema de puesta a tierra 3,500

Sistema de conexión a masa 4,200

Barras de media tensión 3,000

Barras de baja tensión 2,500

Caseta de transformación 7,500

Seccionador de vacío 10kV 2,500

Interruptor automático de caja moldeada en BT 2 piezas 2,000

Sub total 1: 77,400

3.7.1.2. Mano de obra

Obras civiles 2,700

Instalaciones eléctricas 8,100

Sub total 2: 10,800

3.7.1.3. Ingeniería de detalle

Preparación de planos obras civiles y eléctricas 2,500

Sub total 3: 2,500

80

3.7.1.4. Instrumentos de medida y control

Analizador de redes trifásico 2 piezas 6000

Sistema compensación del factor de potencia 15000

Sub total 4: 21,000

3.7.1.5. Insumos

Ferretería eléctrica 1,500

Insumos obras civiles 2,500

Sub total 5: 4,000

3.7.1.6. Gastos generales

Alimentación 3,200

Transporte 1,200

Seguros de vida y pensión 2,000

Sub total 6: 6,400

Total, inversiones: 77,400 + 10,800 +2,500 + 21,000 + 4,000 + 6,400 = 122,100

3.7.2. Beneficios

3.7.2.1. Beneficios por servicio externo (pruebas de transformadores)

Se estima dar servicio de análisis de transformadores trifásicos industriales B1: 2 veces

por mes, a un valor unitario promedio de 4500 soles

(2 veces/mes) *(12 meses/año) *(4500 soles/vez) = 108,000 soles

3.7.2.2. Ingreso por dictado de diplomados

Se plantea dictar diplomados en auditoría eléctrica en una primera etapa y luego

maestría en Energía.

Se estima dos veces por año, con 30 estudiantes por vez y a un costo de 3000 soles por

cada uno. Se asume un 20 % del ingreso total como beneficio por implementar el

sistema de análisis de transformadores

B2: 2 veces por año*30 estudiantes/vez*3000 soles/estudiante*0.20 = 36,000

soles/año

Total, de beneficios económicos estimados: 108,000 + 36,000 = 144,000 soles/año

81

3.7.3. Costos operativos

Se considera contratar a un técnico electricista, a tiempo completo

1250 soles/mes *14 sueldos/año = 17500 soles

3.7.4. Costos de mantenimiento

Se estima 5,000 soles/año, debido a que no operará mucho tiempo al año.

3.7.5. Beneficio neto:

BN = Beneficio bruto – Costo de operación – Costo de mantenimiento

BN = 144,000 – 17,500 – 5,000 = 121,500 soles/año

3.8. Análisis financiero

En el siguiente episodio analizaremos el presente proyecto aplicando indicadores

financieros.

3.8.1. Tiempo estimado de retorno de la inversión, PRI

El tiempo de retorno de la inversión es la relación entre el monto de inversiones, en

soles, entre el beneficio neto económico, en soles/año, resultando el período en años:

𝑃𝑅𝐼 = 𝐼

𝐵𝑁=

122,100 𝑠𝑜𝑙𝑒𝑠

121,500𝑠𝑜𝑙𝑒𝑠𝑎ñ𝑜

= 1.01 𝑎ñ𝑜𝑠 = 12.06 𝑚𝑒𝑠𝑒𝑠

82

IV. DISCUSIÓN

a. Recolección de especificaciones en función de la capacidad del laboratorio

• Luego de observar el sistema eléctrico de potencia del Centro de Investigación

Tecnológica, de procedió a recolectar información para determinar la capacidad del

laboratorio. La industria liberteña utiliza energía eléctrica trifásica, la recibe en media

tensión, en 10 o 22.9 kV, 60 Hz, luego la transforma en energía eléctrica trifásica en

baja tensión, las más usuales, de 220 V en triángulo, 380 V en estrella, de 440 V en

triángulo y de 460 V en triángulo, en algunos casos se encuentran tensiones de 500

V, pero son casos raros, sobre todo cuando se utiliza energía de 50 Hz.

• Las empresas medianas y grandes tienen en sus sub estaciones transformadores de

500 KVA a más, hasta de 1200 KVA, como son las empresas molineras y

esparragueras, así como las pesqueras, pero no son la mayoría, representando un

30…35 % del total, el resto, la industria mediana y pequeña tiene subestaciones con

transformadores de 50 hasta los 500 KVA, son las empresas metal mecánicas, de

productos alimenticios, de bebidas gaseosas, que representan en conjunto, más de la

mitad de esos equipos, por este motivo y porque en el CIT se tiene una subestación

de 320 KVA, para su uso interno, se optó por elegir como potencia nominal un

transformador de 500 KVA, para las pruebas de los transformadores de la industria

mediana y pequeña de Trujillo.

• En cuanto al tipo de transformador, se analizó la posibilidad de utilizar un

transformador en aceite o compacto seco. La variante en aceite se dejó de lado debido

a su mayor demanda de mantenimiento continuo y atención operativa, requiere

mayor espacio de instalación, en el caso del transformador seco, está fabricado con

materiales muy resistentes que alargan su tiempo de vida útil, no es necesario el

mantenimiento continuo, no existe el riesgo de fuga de aceite o incendio, no requiere

mucho espacio para ser instalado, es resistente ante sobrecargas o cortocircuitos, por

estas razones se dio por seleccionado este tipo de transformador.

83

b. Distribución de equipos básicos

• Al diseñar la distribución de equipos básicos se tuvo en cuenta la secuencia de

transformación, medición, distribución primaria y secundaria, así como el fácil

acceso para los dispositivos de medición.

• Esta distribución está en función a la recolección de datos obtenida del centro de

investigación tecnológica de la universidad, ya que se sugirió la instalación de un

nuevo sistema de utilización para el banco de pruebas eléctricas, con la finalidad de

no perjudicar a la instalación actual y también debido a la falta de potencia para

realizar estas pruebas.

c. Dimensionamiento de accesorios en media y baja tensión

• En el dimensionamiento de los cables y accesorios en MT y en BT, según las normas

eléctricas peruanas, con el método de caída de tensión admisible, el cual señala

3.5% de la tensión nominal, en el caso presente se tiene una caída máxima admisible

de 2 % y rendimiento del cable mayor a 98%, la temperatura de operación, se halla

con la ecuación dada por los fabricantes de conductores.

• Se realizó también la selección de los aisladores portabarra, seccionador tripolar de

vacío para visualizar los seccionamientos por mantenimiento, los terminales de uso

interno para el conductor N2XSY, todo esto en función de la corriente de choque de

19.11 kA.

d. Dimensionamiento de dispositivos de maniobra y protección

• Cuando se dimensionaron los sistemas de protección se optó por los interruptores

automáticos de caja moldeada, que cumplen el rol de protector contra sobretensiones

(e intensidades) y contra fenómenos de corto circuito, es decir para su selección se

tuvo, en el aspecto técnico; que determinar la intensidad nominal de operación, In,

con la intensidad total de las cargas, y un factor de servicio de 1.20, para el caso de

la intensidad de corto circuito se consideró la reactancia de corto circuito del

transformador en baja tensión, Xcc, y la intensidad nominal del mismo.

84

e. Selección de equipos de control y medición

• Al seleccionar los equipos de control y medición, se tuvo en consideración el rango

de medida, el grado de precisión, 2%, temperatura de operación y precio de venta.

• Se consideró los instrumentos principales para realizar las pruebas de seguridad y

eficiencia del transformador, estas corresponden a la medida de aislamiento, perdidas

en el cobre y hierro.

f. Procedimiento y protocolo de pruebas

• Se consideró los procedimientos establecidos en las normas ITINTEC NTP 370.002

e IEC 60076 para indicar como se realizarán las pruebas a los transformadores.

• Las conexiones y formulas están en función a los manuales de fabricantes

seleccionados para los instrumentos de medición.

g. Análisis económico y financiero

• Para el análisis económico se tuvo en cuenta todos los gastos necesarios para el

proyecto, dentro de ello están (los transformadores; celdas; conductores; caseta;

interruptores), también se mencionó la mano de obra, los instrumentos de medición

y control, insumos y otros gastos que nos da un total de S/122,100.00. esto es lo que

se tiene que invertir para la construcción del laboratorio.

• Aquí se analizó los beneficios que se obtendría con el laboratorio, el beneficio por

servicio externo de pruebas de transformadores trifásicos, ingresos por dictado de

diplomado, también tomamos en cuenta los costos de operación y mantenimiento, la

cual nos da un beneficio neto S/ 124,500.00 al año.

• También se determinó el tiempo de retorno de la inversión, el tiempo estimado es de

1.01 años, mencionando de esta manera la rentabilidad del banco de pruebas

eléctricas para transformadores.

85

V. CONCLUSIONES

• De acuerdo con la recolección de datos realizada en el Centro de Investigación

Tecnológica de la Universidad, y el porcentaje de transformadores de distribución

con una potencia menor a 500 KVA correspondiente a clientes menores, se realizó

el diseño de una instalación independiente a la que actualmente se encuentra

funcionando.

• Se realizo el dimensionamiento de los componentes de la celda de distribución en

media tensión, correspondiente a los transformadores de 500 y 50 KVA

seleccionados para la ejecución de pruebas eléctricas. Esta contará con un

seccionador tripolar de vacío, aisladores portabarra, interruptor de potencia y un

alimentador principal N2XSY de 25 mm2.

• Para evacuar el calor disipado por los transformadores se diseñó el sistema de

ventilación forzada, que cuenta con 5 ventiladores CBX – 4747 con un caudal

máximo de 23500 m3/h y un accionamiento por motor eléctrico IE2 de 7.5 HP. Este

sistema de ventilación forzada podrá satisfacer las condiciones de enfriamiento, pues

tiene una adecuada capacidad para mover el aire.

• El sistema de puesta tierra dimensionado para la instalación tiene una resistencia de

malla igual a 11.23 Ω menor a los 25 Ω indicados por el Código Nacional de

Electricidad para equipos en media tensión.

• Los procedimientos de caracterización de los parámetros de transformadores

trifásicos incluidos en el manual, cumplen con los requerimientos para definir la

capacidad y eficiencia de los transformadores de distribución.

• El presente estudio da a conocer en el análisis económico que realizando una

inversión de 122100 soles se podrá adquirir un beneficio neto de 121500 soles por

año, teniendo un tiempo estimado de retorno de la inversión de 12 meses. Por lo

tanto, es rentable invertir en el banco de pruebas eléctricas para transformadores de

distribución.

86

VI. RECOMENDACIONES

• Se recomienda implementar el banco de pruebas eléctricas para caracterizar

parámetros de transformadores diseñado en el presente estudio, por los beneficios

académicos y económicos que presenta, en un plazo razonable, que puede ser de 6 a

8 meses, es decir, por etapas, se instalaría primero el sistema para la línea académica,

luego de madurar su operación, se pasaría al sistema de servicio industrial.

• El Manual de aplicación de las pruebas de los transformadores debe ser claro en los

procedimientos, y debe incluir normas de seguridad para cada proceso.

• Antes de implementar el sistema, debe prepararse la ingeniería civil para tener los

planes finales de ejecución de obra, conteniendo el sistema de protección de masas

de los equipos de la nueva subestación.

• Es necesario preparar un Plan de mantenimiento preventivo para asegurar una

adecuada disponibilidad y confiabilidad de los equipos componentes del sistema de

pruebas eléctricas.

• Se debe preparar un Plan de verificación de seguridad operacional para los

instrumentos, así como para el personal que manipulará los mismos.

• Es necesario que los instrumentos de medida y protección sean calibrados

anualmente, de acuerdo a las normas peruanas, por una empresa metrológica

acreditada, esto para asegurar el grado de precisión de los equipos de medida.

• En el mediano plazo, se debe realizar un estudio de calidad de energía, para

complementar el servicio académico e industrial, con el fin de optimizar la operación

de los sistemas eléctricos y no se vean afectados por el incremento de la tasa de

distorsión armónica en corriente y en tensión, debido a las cargas electrónicas que se

utilizan cada vez más en la industria.

87

VII. REFERENCIAS

3M. (2019). QT-III Terminaciones Contráctiles en frío.

AEMC. (2019). Medidores de relación de transformación . Obtenido de

https://www.aemc.com/userfiles/files/resources/datasheets/Product%20PDFs%20-

%20Spanish/Motor-Transformer-Testers/2136-50-SP.pdf

Almagro, E., & Narváez, J. (2013). Diseño y Construcción de un banco de pruebas

automatizado para transformadores de distribución . Quito, Ecuador : Escuela

Politécnica Nacional.

Antillón, F., & Magaña, O. (2015). Propuesta de diseño para el laboratorio de pruebas

para transformadores de distribución y potencia, para la Escuela de Ingeniería Eléctrica.

San Salvador, El Salvador: Universidad de El Salvador .

Boylestad, R. L. (2004). Introducción al análisis de circuitos . Ciudad de México :

Pearson Educación de México, S.A. de C.V.

Boylestad, R. L. (2011). Introducción al análisis de circuitos . Ciudad de México :

Pearson Educación de México, S.A. de C.V. .

Chapman, S. J. (2012). Máquinas Eléctricas . Ciudad de México : McGRAW-

HILL/INTERAMERICANA EDITORES, S.A.

Fraile Mora, J. (2003). Máquinas Eléctricas. Madrid: McGRAW-

HILL/INTERAMERICANA DE ESPAÑA, S. A. U.

Gargate, M. (2012). Mantenimiento de transformadores de distribución en media

tensión . Lima, Perú : Universidad Nacional de Ingeniería .

Gaytan, G. (2016). Mantanimiento preventivo a equipo primario de subestación

eléctrica de potencia. Ciudad de México, México: Instituto Politécnico Nacional.

HEAG. (2019). PROMELSA . Obtenido de PROMELSA :

http://www.promelsa.com.pe/pdf/fitec_heag.pdf

Hernández Sampieri, R. (2014). Metodo de la Investigacion. MEXICO: MCGRAW-

HILL.

IEC 60076-1. (2000). Power transformers - Part 1: General . Geneva, Switzerland : IEC

Central Office .

INDECO. (2019). Ficha Técnica - N2XSY.

MEGABRAS. (2018). Mi10KVe. Megóhmetro Electrónico de Alta Tensión .

MEGABRAS. (2019). Micro ohmímetro digital portátil hasta 200 A. Obtenido de

https://www.megabras.com/es/productos/microhmimetro/microhmimetro-

MPK204e.php

NEW LINE. (2019). Ficha Técnica Variac Trifásico . Obtenido de

https://corpnewline.com/assets/ft-variac-trifasico.pdf

88

Norma VDE. (s.f.). Federacion Alemana de Industrias Electrotécnicas, Electrónicas y

de Tecnología de la Información. Eisenach, Alemania.

PROMELSA. (5 de Abril de 2016). Pruebas Eléctricas - Transformadores de

distribución. Lima , Lima, Perú.

PROMELSA. (2019). Condensadores de potencia . Obtenido de

http://www.promelsa.com.pe/pdf/32102055.pdf

Promelsa. (2019). Transformadores . Lima.

Rodríguez, R. (2018). Diseño y construcción de un banco de pruebas de trasnformadores

eléctricos con fines docentes. Moa, Holguín, Cuba: Instituto Superior Minero

Metalúrigco de Moa.

SIEMENS. (2019). Automáticos y Diferenciales. Obtenido de

http://www.matmax.es/automaticos-y-diferenciales/productos/siemens/3vl2710-

1dk36-0aa0-interruptor-automatico-vl160n-40ka-3-polos-750-1500a-con-tornillo-

0720582830

SILE . (2013). Seccionador de Vacío .

Sodeca. (2019). Ventiladores Industriales . Lima.

SUNEDU. (2016). Informe Bienal sobre la Realidad Universitaria Peruana. Lima:

Impresión Arte Perú S.A.C.

Tecsup - PFR. (2013). Máquinas Eléctricas I. Trujillo.

TECSUP. (2013). Laboratorio de Máquinas Eléctricas I - Transformadores Monofásicos

. Trujillo : TECSUP - TRUJILLO .

TECSUP. (2013). Laboratorio de Máquinas Eléctricas I - Transformadores Trifásicos .

Trujillo : TECSUP - TRUJILLO .

Vásquez, L. (2013). Diseño de un laboratorio de pruebas eléctricas para transformadores

de distribución de la empresa R.V.R. Transformadores. Quito.

Vodafone. (5 de Junio de 2016). Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT): más de

150 años inventado el futuro de la humanidad. Newbury, Berkshire, Reino Unido.

WEG. (2019). Selección de Motores Eléctricos . Obtenido de

http://ecatalog.weg.net/TEC_CAT/tech_motor_sel_web.asp?cd_produto=30&CD_CA

TEGORIA_PRODUTO=5&cd_mercado=000L&cd_idioma_cat=ES&cd_empresa=11

0

Wildi, T. (2007). Máquinas Eléctricas y Sistemas de Potencia . México : Pearson

Educación de México, S.A. de C.V.

89

ANEXOS

Anexo 1. Acta de aprobación de originalidad de tesis

90

Anexo 2. Reporte Turnitin

91

Anexo 3. Autorización de publicación de tesis en repositorio institucional UCV

93

Anexo 4. Autorización de la versión final del trabajo de investigación

Diseño de un Banco de Pruebas Eléctricas para Caracterizar ...

Documents

Transcript of Diseño de un Banco de Pruebas Eléctricas para Caracterizar ...